Puslitbang tekMIRA Jl. Jend. Sudirman No. 623 Bandung 40211 Telp : 022-6030483 Fax : 022-6003373 E-mail : [email protected]
L
L
A
A
P
P
O
O
R
R
A
A
N
N
A
A
K
K
H
H
I
I
R
R
KAJIAN ALOKASI PENCADANGAN BATUBARA
UNTUK PENYEDIAAN ENERGI NASIONAL
Oleh :
Ir. Edwin A. Daranin, M.Sc. Drs. Ijang Suherman Drs. Triswan Suseno Ir. Darsa Permana Drs. Sudjarwanto Drs. Harta Haryadi Drs. Nugroho W. Wibowo
KEMENTERIAN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL
BALITBANG ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL
PUSLITBANG TEKNOLOGI MINERAL DAN BATUBARA
2012
KATA PENGANTAR
Konsumsi energi yang terus meningkat di Indonesia perlu disikapi dengan serius dan diintegrasikan antar pihak-pihak yang terkait karena apabila pemerintah dalam memenuhi kebutuhan energi dalam negeri terus menerus bergantung kepada energi bahan bakar minyak (BBM) maka akan menimbulkan kerawanan bahkan dapat berubah menjadi krisis, baik dari sisi pemenuhan kebutuhan energi nasional maupun dari sisi ekonomi, karena cadangan kekayaan (devisa) negara terus tergerus untuk menyubsidi BBM.
Untuk mengevaluasi kondisi energi nasional selama beberapa tahun belakangan ini dan mencari solusi yang tepat bagi pemenuhan kebutuhan energi nasional pada masa mendatang, maka Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Mineral pada tahun 2012 melakukan kegiatan “Kajian Alokasi Pencadangan Batubara Untuk Penyediaan Energi Nasional”. Kajian ini meliputi evaluasi potensi sumber daya energi yang tersedia di Indonesia, ketergantungan terhadap BBM yang mengakibatkan subsidi yang terus membengkak, peluang bauran energi untuk ketahanan energi nasional, pengembangan energi lain selain BBM, dan potensi energi batubara untuk memenuhi kekurangan kebutuhan energi nasional pada masa mendatang.
Kajian ini diharapkan dapat meningkatkan peran kelitbangan dalam memberikan masukan dan membantu pemecahan masalah energi nasional. Keberhasilan kegiatan ini berkat dukungan berbagai pihak yang terkait, baik instansi Pemerintah Pusat, Pemerintah Daerah, BUMN bidang energi, perusahaan pertambangan minyak bumi, gas bumi, dan batubara, serta asosiasi pengusaha pengguna energi.
Bandung, Desember 2012
Kepala Puslitbang Teknologi Mineral dan Batubara
S A R I
Peran bahan bakar minyak (BBM) untuk memenuhi kebutuhan energi nasional hingga saat ini masih sangat besar, yaitu sebesar 47% dari bauran energi nasional pada akhir tahun 2012, sementara sumber daya dan cadangan minyak bumi di Indonesia semakin lama semakin berkurang dan menipis jumlahnya.
Sampai saat ini diversifikasi energi belum berhasil dalam menunjang Kebijakan Energi Nasional untuk menurunkan ketergantungan minyak bumi dalam bauran energi nasional. Keadaan ini terlihat dengan masih dominannya peran minyak bumi (BBM), meskipun ada penurunan yang semula 59,4% tahun 2005 menjadi 49,77% tahun 2012. Perkembangan peran energi gas alam belum berarti sekitar 19,82%, disebabkan untuk kebutuhan dalam negeri terkendala dengan kepentingan ekspor. Demikian pula peran Energi Baru dan Terbarukan rendah sekitar 3,79, disebabkan berbagai hambatan dari sisi infrastruktur dan aspek keekonomian. Namun demikian, peranan batubara mengalami perkembangan cukup berarti, yang semula 19,37% tahun 2005 meningkat menjadi 26,62% tahun 2012.
Jika pemerintah terus-menerus bergantung dan memberikan subsidi kepada BBM maka akan menimbulkan kerawanan yang dapat menyebabkan krisis dalam penyediaan energi nasional dan penggerusan terhadap kekayaan (devisa) negara. Salah satu solusi untuk pemenuhan kebutuhan energi nasional adalah dengan meningkatkan peran batubara dalam bauran energi. Pada tahun 1990 peran batubara dalam bauran energi adalah sebesar 4,64%, kemudian pada tahun 2001 meningkat menjadi 15,0%, selanjutnya pada tahun 2012 meningkat lagi menjadi 26,35%, dan diharapkan pada tahun 2025 menjadi 33,0% (sesuai PP No.5 tahun 2006). Peningkatan peran batubara untuk pemenuhan kebutuhan energi nasional didukung oleh potensi sumber daya dan cadangan batubara Indonesia yang besar. Berdasarkan data yang dikeluarkan oleh Pusat Sumber Daya Geologi, Badan Geologi, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral tahun 2012 sumber daya batubara Indonesia adalah sebesar 120,339 miliar ton dan cadangannya 28,017 miliar ton.
Peningkatan peran batubara untuk pemenuhan kebutuhan energi nasional selain didukung oleh potensi sumber daya dan cadangan batubara yang besar, perlu
didukung oleh adanya kebijakan pemerintah serta penguasaan teknologi dan pemanfaatan batubara (sebagai bagian dari konversi energi) seperti upgrading, pencairan batubara, gasifikasi, coal water mixture, dan rekayasa kokas.
Demi untuk memuluskan rencana peningkatan peran batubara di waktu mendatang, pihak pemerintah perlu terus mengatur kebijakan pencadangan batubara yang diintegrasikan dengan konsep penambangan berbasis konservasi, melalui tata kelola dan tata niaga batubara dalam jangka pendek maupun jangka panjang antara lain dengan mengamankan dan mengatur jumlah kebutuhan energi batubara untuk dalam negeri dan jumlah batubara yang diekspor setiap tahunnya.
Menimbang perkembangan hingga tahun 2012, komposisi bauran energi nasional belum mengarah pada target yang ingin dicapai, maka pemerintah perlu mengambil kebijakan strategis dalam pengelolaan energi gas alam yang selama ini berorientasi ekspor dan pasokan kebutuhan domestik sangat dibatasi. Demikian halnya untuk memacu pengembangan EBT dengan mengurangi kendala yang ada antara lain masalah keekonomian.
Terkait hal di atas maka dinilai perlu mengembangkan infrastruktur batubara, infrastruktur gas, minyak, panas bumi, EBT dalam rangka meningkatkan dan atau memperkuat peran masing-masing dalam bauran energi.
Selain itu kedepan, terkait pengembangan pembangunan PLTU, pembangunan insfrastuktur merupakan hal yang penting, antara lain penambahan transportasi laut, prasarana pelabuhan, jaringan transmisi, bahkan kalau memungkinkan PT. PLN mulai menjajagi kepemilikan sarana angkutan baik laut maupun darat. Sedangkan untuk menjamin pasokan batubara pada industri, perlu membangun stockyard/stockpile dalam mengoptimalisasikan pendistribusiannya.
Dengan demikian ketergantungan kepada energi BBM dari waktu ke waktu dapat dikurangi.
KATA PENGANTAR ... i
S A R I ... ii
DAFTAR ISI ... iv
DAFTAR GAMBAR ... vi
DAFTAR TABEL ... ... viii
DAFTAR FOTO ... .... ix
I PENDAHULUAN ... 1
1.1 Latar Belakang ... 1
1.2 Ruang Lingkup Kegiatan ... 2
1.3 Tujuan ... ... 3
1.4 Sasaran ... ... 3
1.5 Lokasi Pelaksanaan Kegiatan ... 4
II TINJAUAN PUSTAKA ... 5
2.1 Kondisi Pasokan Dan Permintaan Energi Di Indonesia ... ... 5
2.1.1 Umum ... ... 5
2.1.2 Bahan Bakar Minyak ... ... 6
2.1.3 Gas ... 15
2.1.4 Batubara ... ... 23
2.1.5 Panas Bumi ... ... 30
2.1.6 Energi Air ... ... 32
2.1.7 Energi Angin ... ... ... 33
2.2 Tinjauan Teknologi Pengolahan Batubara ... ... 33
2.2.1 Teknologi Upgrading ... ... 33
2.2.2 Teknologi Pencairan Batubara ... ... 36
2.2.3 Teknologi Gasifikasi ... ... 37
2.2.4 Teknologi Coal Water Mixture ... ... 38
2.2.5 Kokas ... ... 40
2.3 Kebijakan Energi ... ... 42
2.3.1 Kebijakan Batubara Nasional ... ... 43
2.3.2 Kebijakan Energi Nasional (KEN) ... ... 48
III PROGRAM KEGIATAN ...50
3.1 Persiapan ... ... 50
3.2 Pelaksanaan ... ... 50
IV METODOLOGI ...51
4.3 Metoda Analisis ... ... 52
4.3.1 Analisis Trend ... ... 52
4.3.2 Analisis SWOT ... ... 53
V HASIL DAN PEMBAHASAN 5.1 Perkembangan Bauran Energi ... ... 56
5.2 Upaya Peningkatan Peran Batubara Dalam Penyediaan Energi Nasional ... 59
5.2.1 Penerapan Domestic Market Obligation (DMO) Batubara ... ... 59
5.2.2 Percepatan Pembangunan PLTU ... . 66
5.2.3 Pengendalian Produksi/Ekspor ... ... 75
5.2.4 Pembangunan Smelter Batubara ... ... 77
5.3 Analisis SWOT ... ... 80
5.3.1 Identifikasi Faktor Internal dan Eksternal ... ... 80
5.3.2 Penyusunan Strategi ... ... 83
5.4 Konklusi ... ... 86
VI KESIMPULAN DAN REKOMENDASI ... 92
6.1 Kesimpulan ... ... 92
6.2 Rekomendasi ... ... 93
DAFTAR GAMBAR
Gambar 1.1 ... Lokasi Kegiatan Penelitian ... 4
Gambar 2.1 Sebaran Cadangan Minyak Bumi Indonesia ... ... 7
Gambar 2.2 Perencanaan Pembangunan Kilang Minyak Nasional Yang Baru ... 14
Gambar 2.3 Cadangan Gas Bumi Indonesia ... 16
Gambar 2.4 Produksi dan Pemanfaatan Gas Bumi Periode 2000 - 2009 ... ... 17
Gambar 2.5 Perkembangan Konsumsi Gas Bumi ... ... 18
Gambar 2.6 Perkembangan Konsumsi LPG ... ... ... 19
Gambar 2.7 Profil dan Target Lifting Minyak dan Gas Bumi ... ... 19
Gambar 2.8 Realisasi Pemanfaatan Gas Indonesia ... ... 20
Gambar 2.9 ...Proyek Andalan Hulu Migas ... 21
Gambar 2.10 Neraca Gas Bumi Indonesia ... ... 21
Gambar 2.11 Infrastruktur Gas ... ... ... 22
Gambar 2.12 Proyek-Proyek Migas Dalam Tahapan Pengembangan ... ... 22
Gambar 2.13 Distribusi Sumber Daya Batubara Indonesia... ... 23
Gambar 2.14 Perkembangan Produksi Batubara Indonesia Menurut Kelompok Ijin Usaha... ... 26
Gambar 2.15 Perkembangan Ekspor Batubara Indonesia... ... 26
Gambar 2.16 Perkembangan Pemanfaatan Batubara Domestik... ... 28
Gambar 2.17 Persentase Pemanfaatan Batubara Menurut Segmen Pasar di Indonesia... ... 28
Gambar 2.18 Infrastruktur Pelabuhan Untuk Batubara... ... 29
Gambar 2.19 Permukaan Batubara Sebelum dan Sesudah Proses Pengeringan... ... 35
Gambar 2.20 Bagan Alir Pembuatan Kokas Pengecoran ... ... 42
Gambar 2.21 Sasaran Bauran Energi Nasional 2025 ... ... .... 43
Gambar 2.22 Strategi Pemanfaatan Batubara ... ... ... 48
Gambar 4.1 Matrik Kuadran Swot ... ... 54
Gambar 5.1 Pertumbuhan Konsumsi dan Pasokan Energi Primer ... 58
Gambar 5.2 Model Perkembangan Pasokan Energi Primer Tahun 2000-2011.. ... 58
Gambar 5.3 Perkiraan Perkembangan Peran Energi Primer Tahun 2015-2030 ..58
Gambar 5.4 Diagram Alur Penetapan Domestic Market Obligation (DMO) ... 60
Gambar 5.7 Program Pembangunan 10.000 MG Tahap II... ... 72
Gambar 5.8 Prakiraan Operasi Komersial, Komposisi Pengembang, dan Komposisi Per Jenis Pembangkit pada Program Pebangunan 10.000 MW Tahap II... ... 72
Gambar 5.9 Gambaran Kondisi Saat ini, Proyeksi dan Rencana Permintaan dan Pemasokan Batubara Indonesia ... ... 76
Gambar 5.10 Rencana Smelter Koridor Sumatera ... ... 78
Gambar 5.11 Rencana Smelter Koridor Jawa-Nusa Tenggara ... .... 78
Gambar 5.12 Rencana Smelter Koridor Kalimantan ... ... 78
Gambar 5.13 Rencana Smelter Koridor Sulawesi-Maluku Utara... ... 79
Gambar 5.14 Rencana Smelter Koridor Papua-Maluku... ... 79
Gambar 5.15 Peta Wilayah Kontrak Karya Pulau Papua ... ... 88
Gambar 5.16 Peta Wilayah Pertambangan Pulau Kalimantan ... ... 89
Gambar 5.17 Peta Wilayah Pertambangan Pulau Sumatera ... ... 90
DAFTAR TABEL
Tabel 2.1 Kondisi Cadangan Minyak Bumi Indonesia Tahun 2004 – 2011 ... ... 7
Tabel 2.2 Kondisi Produksi Minyak Bumi, Tahun 2004 – 2012 ... ... 9
Tabel 2.3 Ekspor Minyak Bumi, Tahun 2004 – 2011 ... ... 9
Tabel 2.4 Kondisi Konsumsi Bahan Bakar Minyak (BBM) ... 9
Tabel 2.5 Impor Minyak Bumi Berdasarkan Negara Asal (2003-2011) ... 10
Tabel 2.6 Impor BBM (2005-2011) ... ... 10
Tabel 2.7 Perkembangan Permintaan dan Penawaran Minyak Nasional ... . 12
Tabel 2.8 Perbandingan Perkembangan Kapasitas Kilang ... 13
Tabel 2.9 Perkembangan Neraca Perdagangan Minyak dan Neraca Pembayaran Indonesia (NPI) ... ... 15
Tabel 2.10 Kualitas dan Sumberdaya Batubara Indonesia ... ... 25
Tabel 2.11 Harga Batubara Periode 2009 – 2011... ... 29
Tabel 2.12 Sumber Daya dan Cadangan Panas Bumi Indonesia Tahun 2009... ... 30
Tabel 2.13 Permasalahan Utama Pengembangan EBT ... ... 31
Tabel 2.14 Solusi Harga Beli PLT EBT ... ... 31
Tabel 2.15 Capian Pengembangan EBT ... ... 32
Tabel 2.16 Perbandingan Berbagai Teknologi Upgrading di Dunia ... 35
Tabel 4.1 Matrik Hubungan Faktor Internal Dengan Eksternal ... ... 55
Tabel 5.1 Kebutuhan Batubara Domestik Tahun 2011 dan 2012 ... ... 61
Tabel 5.2 Realisasi Alokasi DMO Batubara per Perusahaan Tahun 2011... ... 62
Tabel 5.3 Realisasi Konsumsi Batubara DMO End User 2011 ... 63
Tabel 5.4 Rencana Pembangunan PLTU 10.000 MW Tahap I ... ... 68
Tabel 5.5 Penggunaan Energi Pada Rencana Fasilitas Pengolahan dan Pemurnian ... ... 79
DAFTAR FOTO
Foto 5.1 ... Lokasi Tambang dan Stokpile PT. BA dan PLTU Batubara Bukit Asam, Tanjung Enim ... ... 65 Foto 5.2 Lokasi Tambang Dalam Batubara CV Bara Mitra Kencana, dan PLTU
Batubara Ombilin, Sawahlunto ... ... 65 Foto 5.3 PLTU Yang Termasuk Program Percepatan Pembangunan
PLTU 10.000 MW Tahap I ... ... 74 Foto 5.4 Saat Kunjungan Ke PLTU Mulut Tambang, PLTU Simpang Belimbing PT. GH EMM Indonesia, Kabupaten Muara Enim ... ... 74
I PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang
Indonesia dikenal sebagai negara yang kaya akan sumber energi fosil maupun non fosil. Peran sumber energi fosil, khususnya minyak bumi, yang merupakan sumber energi tidak terbarukan, masih sangat dominan bahkan diberbagai aspek penggunaan belum tergantikan, sementara itu sumber daya dan cadangan minyak bumi dari waktu ke waktu semakin menipis.
Impor Bahan Bakar Minyak (BBM) semakin meningkat dan saat ini harganya melambung yang mengakibatkan subsidi semakin membengkak, sehingga pemerintah melalui Menteri Keuangan mengajukan tambahan subsidi energi senilai Rp 103,5 triliun dari pagu Rp 202,4 triliun. Sehingga total subsidi energi tahun 2012 mencapai Rp 305,9 triliun atau 20% dari volume belanja Anggaran Pendapatan dan Belanja Negara (Kompas, 2012).
Energi gas bumi dan batubara yang menjadi andalan yang potensial untuk menyubstitusi minyak bumi belum dikelola secara optimal. Demikian pula sumber energi non fosil atau sumber energi terbarukan tersedia dalam jumlah cukup banyak, tetapi belum dikelola secara optimal, sehingga belum mampu menggantikan energi fosil.
Konsumsi energi yang terus meningkat baik di Indonesia maupun global sebagai dampak langsung dari pertumbuhan ekonomi, penduduk, dan dinamika industri yang makin berkembang cepat. Upaya pemerintah yang sudah dan sedang digalakkan untuk mengurangi peran bahan bakar minyak dengan mengutamakan upaya konversi dan diversifikasi agar bauran energi nasional menjadi optimal sehingga tercipta ketahanan energi perlu terus didorong dan didukung.
Di masa mendatang, batubara diharapkan dapat berperan sebagai pengganti bahan bakar minyak, tentunya dengan berbagai upaya pengembangan teknologi dan diversifikasi dan ditunjang pula oleh sumber daya yang cukup besar. Berdasarkan informasi yang diperoleh, jumlah sumber daya batubara Indonesia pada tahun 2012 diperkirakan mencapai 120,34 miliar ton (PSDG, 2012).
Sedangkan jumlah cadangan batubara Indonesia yang dihitung terhadap endapan batubara yang telah diketahui ukuran, bentuk, sebaran, kuantitas, peringkat, dan secara ekonomis memenuhi kriteria layak tambang adalah berjumlah 28,017miliar ton (23,28% dari sumberdaya). Potensi sumberdaya batubara di Indonesia tersebar di Pulau Sumatera dengan jumlah sumberdaya sebesar 62,199 miliar ton, di Pulau Kalimantan jumlah sumberdaya sebesar 55,362 miliar ton, di Pulau Sulawesi jumlah sumberdaya sebesar 0,233 miliar ton, di Papua sebesar 0,131 miliar ton, di Maluku sebesar 0,002 milyar ton, dan sisanya ada di Pulau Jawa sebesar 0,02 miliar ton. Sebagian besar dari jumlah sumber daya tersebut bermutu rendah, sedangkan yang berkualitas menengah hingga kualitas tinggi di ekspor ke berbagai negara.
Tingginya harga batubara di pasar internasional, mendorong perusahaan-perusahaan batubara meningkatkan produksinya dengan tujuan ekspor, yang mengakibatkan ketidakseimbangan ekspor batubara dengan kebutuhan dalam negeri. Padahal kebutuhan batubara dalam negeri semakin meningkat seperti pada pembangkit listrik, semen, kertas, tekstil, metalurgi, dan briket batubara. Kecenderungan peningkatan kebutuhan batubara ini dipicu pula oleh program percepatan pembangunan pembangkit listrik 10 ribu MW tahap I dan II sehingga permintaan batubara akan terus mengalami peningkatan. Bukan tidak mungkin industri lain juga akan melakukan perubahan pemakaian bahan bakar ke batubara apabila teknologi diversifikasi batubara seperti pencairan, gasifikasi, syngas atau teknologi peningkatan kualitas batubara peringkat rendah tercapai. Oleh karena itu, sangat diperlukan kajian yang komprehensif terkait peningkatan peran batubara sebagai energi yang dapat menggantikan bahan bakar minyak untuk memenuhi kebutuhan energi dalam negeri yang didukung oleh pengembangan teknologi pemanfaatan batubara dan pengalokasian pencadangan.
a) Mengidentifikasi dan menginventarisasi kebutuhan energi nasional;
b) Mengidentifikasi dan menginventarisasi peran berbagai jenis energi dalam berbagai sektor;
c) Mengidentifikasi dan menginventarisasi teknologi pemanfaatan batubara; d) Mengukur kondisi kemampuan pemerintah memasok kebutuhan energi
(dilihat dari sisi kemampuan produksi, ekspor dan impor (balance sheet);
e) Mengkaji Kebijakan Energi Nasional (peraturan/perundang-undangan yang terkait);
f) Mengkaji peran (keberadaan) batubara dalam struktur penggunaan energi nasional (bauran energi);
g) Mengkaji potensi/peluang batubara sebagai pengganti BBM;
h) Mengalokasikan cadangan batubara untuk penyediaan sumber pasokan energi nasional.
1.3 Tujuan
Tujuan dari kegiatan penelitian ini adalah :
Meningkatkan ketahanan energi nasional.
Meningkatkan peran batubara dalam bauran energi nasional.
Mengukur potensi batubara sebagai energi pengganti BBM.
Mendorong pengembangan teknologi konversi batubara.
Mengoptimalkan pemanfaatan batubara sebagai sumber energi.
1.4 Sasaran
Mengalokasikan sumber daya dan cadangan batubara dalam rangka penyediaan energi nasional melalui :
Estimasi kebutuhan energi di bidang industri dan pembangkit yang dapat disubstitusi oleh batubara.
Pemilihan teknologi konversi batubara khususnya di bidang industri.
Kalkulasi ketersediaan cadangan batubara sebagai pasokan dalam negeri dengan mempertimbangkan tingkat produksi dan ekspor.
1.5 Lokasi Pelaksanaan Kegiatan
Lokasi kegiatan penelitian berada di Provinsi Sumatera Selatan, Sumatera Barat, Jambi, Kepulauan Riau, Kalimantan Selatan, Kalimantan Timur, dan Pulau Jawa (Gambar 1.1). Semarang Pacific Ocean AUSTRALIA Indian Ocean EAST MALAYSIA Banda Aceh Lhokseumawe Medan Duri Padang Bintan SINGAPORE Samarinda Balikpapan Bontang KALIMANTAN Banjarmasin Manado SULAWESI Ujung Pandang BURU SERAM Ternate HALMAHERA PAPUA Jakarta J A V A Surabaya Bangkalan BALI SUMBAWA Pagerungan LOMBOK FLORES SUMBA TIMOR I N D O N E S I A Dumai Batam MADURA Jayapura Merauke Sorong Grissik Palembang Jambi
II TINJAUAN PUSTAKA
2.1 Kondisi Pasokan Dan Permintaan Energi Di Indonesia 2.1.1 Umum
Ketidakseimbangan permintaan dan penawaran energi yang didorong pesatnya laju pertambahan penduduk dan pesatnya industrialisasi dunia, mengakibatkan tersedotnya cadangan energi, khususnya energi fosil yang merupakan sumber energi utama dunia. Pemulihan ekonomi global yang dimotori pertumbuhan ekonomi tinggi di Asia diiringi peningkatan permintaan energi untuk industri dan konsumsi, ternyata turut mendorong kenaikan harga energi dunia.
Proporsi minyak bumi sebagai sumber utama energi mencapai 40% dari total permintaan energi dunia, namun cadangannya terus berkurang. Pada tahun 2011 pertumbuhan permintaan minyak bumi dunia akan mencapai 1,7% sementara peningkatan produksi hanya mencapai 0,9%. Keadaan ini menyebabkan negara-negara termasuk Indonesia rentan terhadap risiko terjadinya krisis energi dunia.
Cadangan minyak bumi terbukti saat ini di Indonesia diperkirakan 9 milyar barel, dengan tingkat produksi rata-rata 0,5 milyar barel per tahun, sehingga diperkirakan cadangan minyak akan
habis dalam waktu 18 tahun. Cadangan gas diperkirakan 170 TSCF (trillion standart cubic feed)
sedangkan kapasitas produksi mencapai 8,35 BSCF (billion standart cubic feed). Cadangan
batubara diperkirakan 57 miliar ton dengan kapasitas produksi 131,72 juta ton per tahun.
Untuk menyikapi ancaman krisis energi dimasa mendatang dan mengoptimalkan potensi sumber energi nasional, konsep ketahanan energi menjadi sangat penting bagi Indonesia. Untuk itu Pemerintah Indonesia telah menempuh sejumlah kebijakan untuk memperkuat ketahanan energi nasional antara lain melalui : pengembangan kebijakan energi yang bertumpu pada kebutuhan, menekan subsidi minyak bumi seminimal mungkin, pembaharuan kebijakan energi guna memperkuat tata kelola sektor energi nasional dan memperkuat kerangka legislasi dan kebijakan diversifikasi energi melalui pengembangan energi baru dan terbarukan (EBT).
EBT merupakan pilihan efektif dalam jangka panjang untuk mengatasi ancaman krisis energi. Meskipun demikian, disadari bahwa pemanfaatan EBT di Indonesia masih belum optimal. Potensi EBT di Indonesia sendiri sangat tinggi, di antaranya terdapat potensi energi panas bumi yang mencakup 40% dari cadangan dunia (27 GW) tetapi baru dimanfaatkan sebesar 800 MW. Selain itu terdapat potensi energi terbarukan lainnya yang seperti energi surya dan energi hidro. Dalam pengelolaan EBT, Indonesia juga harus mengejar ketertinggalannya di dalam penguasaan iptek dalam waktu relatif cepat melalui proses alih teknologi yang dapat dicapai dengan melakukan kerjasama strategis dengan mitra dari negara lain tanpa mengganggu kepentingan
nasional, terutama melalui grants dan low-interest loans untuk membeli tekonologi sustainable
energy. Selain dengan mitra negara maju juga perlu dilakukan kerjasama teknik antar negara berkembang melalui forum-forum internasional ataupun kerjasama bilateral antar negara berkembang.
Minyak bumi, gas alam, dan batubara masih akan terus mendominasi pemenuhan kebutuhan energi nasional. Pada waktu mendatang ketergantungan terhadap energi fosil harus
diminimalkan melalui optimalisasi pemanfaatan EBT secara bertahap. Mixing energy antara
energi fosil dan EBT dapat dilakukan dengan didukung Infrastruktur energi yang memadai,
mengingat ketidaksesuaian antara penyebaran sumber energi dan konsumen di Indonesia.
Untuk merealisasikannya dibutuhkan regulasi yang mendukung, riset dan teknologi, investasi,
maupun perubahan pola konsumsi masyarakat yang lebih hemat dan bijak untuk mengantisipasi
kemungkinan terjadinya krisis energi dimasa mendatang. 2.1.2 Bahan Bakar Minyak
Cadangan
Cadangan minyak bumi dinyatakan dalam dua kategori yaitu cadangan potensial dan cadangan terbukti (Gambar 2.1). Dalam delapan tahun terakhir cadangan terbukti minyak bumi Indonesia menunjukkan kecenderungan menurun sedangkan cadangan potensial menunjukkan
oleh laju produksi minyak bumi lebih tinggi dibanding dengan laju penemuan cadangan minyak bumi baru, padahal laju produksi minyak bumi terus menurun.
Sumber : KESDM, 2012
Gambar 2.1 Sebaran Cadangan Minyak Bumi Indonesia
Tabel 2.1 Kondisi Cadangan Minyak Bumi Indonesia Tahun 2004 – 2011 (Milyar Barel)
Tahun Terbukti Potensial Total
2004 4,3 4,31 8,61 2005 4,19 4,44 8,63 2006 4,37 4,56 8,93 2007 3,99 4,41 8,4 2008 3,75 4,47 8,22 2009 4,3 3,7 8 2010 4,23 3,53 7,76 2011 4,04 3,69 7,73 Sumber : KESDM, 2012
Tingkat produksi pada tahun 2004 tercatat 400.486 ribu barel, yang terdiri dari minyak bumi 353.945 ribu barel dan kondensat 46.541 ribu barel. Adapun produksi minyak bumi dan kondensat tahun 2011 berjumlah 329.249 ribu barel, dan produksi tahun 2012 (s/d Semester I) berjumlah 163.633 ribu barel, dengan rincian minyak bumi 143.654 ribu barel dan kondensat 19.979 ribu barel (Tabel 2.2).
Dari jumlah produksi tersebut, sebagian diekspor yang semula sebanyak 178.869 ribu barel pada tahun 2004, menjadi 100.744 ribu barel pada tahun 2011. Pangsa pasar terbesar minyak mentah Indonesia adalah Jepang dan Korea (Tabel 2.3). Disisi lain Indonesia juga mengimpor baik minyak bumi maupun bahan bakar minyak (BBM).
Untuk meningkatkan produksi BBM dimasa mendatang, Pemerintah telah membuat perencanaan pembangunan 3 kilang minyak baru yang mulai dapat beroperasi pada tahun 2018 dan 2019 dengan kapasitas total 900 MBCD.
Konsumsi
Konsumsi BBM secara umum di dalam negeri berfluktuasi yang cenderung sedikit menurun. Tahun 2004 konsumsi BBM tercatat 397.802 SBM (63.927 ribu KL) dan konsumsi non BBM (produk petroleum) 10.344 SBM, sedangkan tahun 2011 masing-masing tercatat 394.052 SBM dan 56.935 SBM (Tabel 2.4).
Impor BBM
Konsumsi minyak dalam negeri lebih tinggi daripada produksi. Kekurangannya ditutupi melalui impor. Hal ini karena konsumsi BBM yang memang meningkat terus, di sisi lain produksi minyak nasional yang terus menurun dan tidak bertambahnya kapasitas kilang milik PT Pertamina (Persero) (Tabel 2.5 dan 2.6).
Tabel 2.2 Kondisi Produksi Minyak Bumi, Tahun 2004 – 2012 (Ribu Barel)
Sumber : KESDM, 2012
Tabel 2.3 Ekspor Minyak Bumi, Tahun 2004 – 2011 (Ribu Barel)
Tahun
Jepang USA Korea Taiwan Singapura Lainnya
Total Ribu Barel Pangsa Ribu Barel Pangsa Ribu Barel Pangsa Ribu Barel Pangsa Ribu Barel Pangsa Ribu Barel Pangsa 2004 52.040 29,1% 11.930 6,7% 42.111 23,5% 6.029 3,4% 8.761 4,9% 57.998 32,4% 178.869 2005 43.628 27,3% 6.256 3,9% 40.108 25,1% 2.639 1,7% 7.612 4,8% 59.459 37,2% 159.703 2006 42.203 26,4% 8.950 5,6% 23.723 14,9% 7.249 4,5% 5.480 3,4% 47.355 29,7% 134.960 2007 45.892 28,7% 4.464 2,8% 18.051 11,3% 3.779 2,4% 7.796 4,9% 55.286 34,6% 135.267 2008 37.724 23,6% 4.740 3,0% 12.289 7,7% 1.981 1,2% 15.083 9,4% 100.778 63,1% 134.872 2009 25.783 16,1% 5.264 3,3% 19.394 12,1% 2.160 1,4% 11.649 7,3% 69.032 43,2% 133.282 2010 23.407 19,3% 4.779 3,9% 17.607 14,6% 1.961 1,6% 10.576 8,7% 62.671 51,8% 121.000 2011* 36.823 36,6% 5.553 5,5% 11.366 11,3% 1.489 1,5% 10.012 9,9% 35.500 35,2% 100.744 Rata-rata 2004-2011 36.494 25,9% 5.263 4,3% 23.081 15,1% 3.590 2,2% 10.213 6,7% 61.010 40,9% 137.677 Sumber : KESDM, 2012
Tabel 2.4 Kondisi Konsumsi Bahan Bakar Minyak (BBM), Tahun 2004 – 2011 (Ribu Barel)
Sumber : KESDM, 2012
Year Avgas Avtur Mogas Minyak
Tanah Minyak Solar Minyak Diesel Minyak Bakar Total BBM LPG Non BBM Ribu SBM Ribu KL Ribu SBM Ribu Ton 2005 17 13.682101.867 67.395 175.518 5.893 33.431 397.802 63.927 8.453 992 10.334 2006 19 14.303 99.458 59.412 164.656 3.289 33.554 374.691 60.222 9.414 1.104 11.457 2007 12 14.845105.940 58.672 166.448 1.781 35.756 383.453 61.664 10.925 1.282 39.873 2008 11 15.526114.796 46.836 175.148 1.196 34.594 388.107 62.388 15.718 1.844 16.658 2009 9 16.262129.255 28.332 173.134 959 31.190 379.142 61.037 25.259 2.963 55.663 2010 15 22.180148.575 18.093 174.669 990 23.719 388.241 61.730 31.966 4.089 55.765 2011 14 20.945165.308 12.724 169.175 856 25.029 394.052 61.472 31.778 4.065 56.935
TAHUN MINYAK BUMI KONDENSAT JUMLAH
2004 353.945 46.541 400.486 2005 341.203 46.450 387.654 2006 322.350 44.699 367.050 2007 305.137 43.211 348.348 2008 312.484 45.016 357.500 2009 301.663 44.650 346.313 2010 300.872 43.965 344.836 2011 289.899 39.350 329.249 2012* 143.654 19.979 163.633
Tabel 2.5 Impor Minyak Bumi Berdasarkan Negara Asal (2003-2011) Sumber : KESDM, 2012 Tabel 2.6 Impor BBM (2005-2011) Barel NEGARA 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 SAUDI ARABIA 41.339.170 37.879.588 39.370.973 41.104.335 37.492.581 37.778.523 44.050.541 37.284.723 THAILAND 4.929.038 26.697.782 16.242.111 - 7.514.801 11.453.001 10.344.698 -MALAYSIA 8.980.884 11.194.281 12.295.808 13.436.675 12.898.109 17.006.829 24.451.592 1.155.327 VIETNAM 8.365.693 10.795.674 9.620.135 10.044.660 611.002 - 616.988 485.781 AUSTRALIA 6.287.874 9.574.905 7.180.910 8.759.629 6.421.267 4.142.384 - -BRUNEI 3.674.660 8.715.524 - - - - - 8.330.878 NIGERIA 29.393.837 8.596.294 6.076.856 - - - - 18.679.961 CHINA 10.594.779 7.317.693 19.221.220 23.046.601 24.039.812 12.835.025 7.644.040 LIBYA 3.646.681 6.821.381 - - - - - ALGERIA 8.068.368 5.164.111 5.661.452 5.087.133 1.746.944 650.537 - 4.686.907 PAPUA N GUINEA 3.134.773 4.986.874 - 1.000.534 1.588.075 - - RWANDA 1.938.925 4.500.062 993.838 2.023.181 2.624.360 4.547.772 1.988.948 YAMAN 1.939.917 2.380.711 - 2.441.466 4.306.231 10.772.645 655.341 ANGOLA 2.943.342 2.004.092 - - - - - 950.595 IRAN 1.888.712 1.860.618 601.649 3.295.556 - - - AZERBAIJAN - - 1.037.908 5.992.414 9.089.452 999.276 - 20.502.616 SUDAN - - - - - IRUSIA - - - - - 3.962.209 TURKEY 7.478.917 19.933.385 11.340.882
Sumber : KESDM, 2012
Subsidi BBM
Berdasarkan data dari Kementerian Keuangan, realisasi belanja subsidi energi pada Desember 2012 telah melebihi pagu dalam APBN. Perubahan dari yang telah ditetapkan Rp 202,4 triliun menjadi Rp 306,5 triliun mencapai kelebihan 151,5%. Hal ini disebabkan realisasi subsidi BBM mencapai Rp 211,9 triliun atau kelebihan 154,2% dari pagu sebesar Rp 137,5 triliun dan realisasi subsidi listrik mencapai Rp 94,6 triliun atau kelebihan 145,6% dari pagu Rp 65 triliun.
Dalam APBN tahun 2012 kuota BBM bersubsidi ditetapkan sebesar 40 juta kiloliter, namun dalam perkembangannya meningkat menjadi 44,04 juta kiloliter serta ditambah kuota jaga-jaga pada akhir tahun yakni bulan Desember 2012 sebesar 1,23 juta kiloliter. Sedangkan pada tahun 2013 pemerintah dalam APBN menetapkan alokasi subsidi BBM sebesar Rp 193,8 triliun dan subsidi listrik Rp 80,9 triliun, dengan volume BBM bersubsidi ditetapkan sebesar 46 juta kiloliter.
Permintaan dan Penawaran
Year Avtur RON 88 RON 95 RON 92 DPK HOMC ADO Fuel Oil IDO Total Fuel
2005 654 6.202 0 3 2.604 1.076 14.470 1.493 0 26.502 2006 796 5.841 0 69 861 1.088 10.846 1.682 0 21.184 2007 1.176 7.069 27 35 1.080 108 12.367 2.163 8 24.032 2008 769 8.572 17 40 333 0 12.284 2.573 28 24.615 2009 171 10.263 32 120 0 1.301 8.505 1.909 8 22.157 2010 578 12.437 48 381 0 1.535 10.637 549 7 26.017 2011 816 15.248 36 319 0 157 9.790 998 0 27.366
Ribu Kilo Liter
Ribu Kilo Liter per Hari
Year Avtur RON 88 RON 95 RON 92 DPK HOMC ADO Fuel Oil IDO Total Fuel
2005 1,8 17,0 0,0 0,0 7,1 2,9 39,6 4,1 0,0 72,6 2006 2,2 16,0 0,0 0,2 2,4 3,0 29,7 4,6 0,0 58,0 2007 3,2 19,4 0,1 0,1 3,0 0,3 33,9 5,9 0,0 65,8 2008 2,1 23,5 0,0 0,1 0,9 0,0 33,7 7,0 0,1 67,4 2009 0,5 28,1 0,1 0,3 0,0 3,1 23,3 5,2 0,0 60,7 2010 1,6 34,1 0 0,6 0,0 4,8 23,0 1,1 0,0 64,7 2011 2,2 41,8 0,1 0,9 0,0 0,4 26,8 2,7 0,0 75,0
Berdasarkan data yang ada, dalam beberapa tahun terakhir permintaan dan penawaran minyak nasional sudah berada pada kondisi yang tidak seimbang. Hal ini disebabkan karena permintaan minyak dalam negeri cenderung meningkat setiap tahun, sedangkan kemampuan produksi minyak nasional justru cenderung menurun.
Padahal tidak seluruh dari produksi minyak nasional akan menjadi bagian pemerintah (negara). Hasil produksi minyak tersebut masih harus dikurangi dengan pengembalian biaya (cost recovery) dan hak bagi hasil untuk kontraktor/pengusaha pertambangan minyak.
Dengan asumsi bahwa pemerintah akan mendapatkan bagian produksi minyak nasional sekitar 60 % dari produksi kotor, kondisi permintaan dan penawaran minyak nasional telihat pada Tabel 2.7. Dari tabel ini diketahui bahwa sudah sejak lama neraca minyak nasional berada dalam kondisi defisit. Kondisi tersebut diperberat dengan perkembangan kapasitas kilang nasional yang relatif stagnan. Akibatnya kebutuhan BBM nasional yang terus meningkat setiap tahun harus dipenuhi dengan mengimpor produk BBM. Hal itu karena jika impor dilakukan dalam bentuk minyak mentah, kapasitas kilang domestik tidak mencukupi untuk mengolahnya.
Tabel 2.7 : Perkembangan Permintaan dan Penawaran Minyak Nasional Tahun
Permintaan & Penawaran Minyak Indonesia (Ribu Barel)
Produksi Pemerintah Bagian Konsumsi Defisit
2006 322.350 193.410 452.637 -259.227 2007 305.137 183.082 463.601 -280.519 2008 312.484 187.490 461.416 -273.925 2009 301.663 180.998 470.443 -289.445 2010 300.872 180.523 476.128 -295.605 2011 289.899 173.939 521.950 -348.011
Kapasitas kilang Indonesia jika dibandingkan dengan negara-negara di kawasan Asia Pasifik perkembangan relatif lambat. Hal ini terlihat ketika kinerja neraca minyak negara-negara di kawasan Asia Pasifik terus meningkat, Indonesia justru cenderung menurun. Bahkan negara-negara seperti Jepang dan Singapura yang notabene relatif tidak memiliki minyak, memiliki kilang yang kapasitas jauh lebih besar daripada kapasitas kilang di Indonesia.
Perbandingan perkembangan kapasitas kilang nasional dan kapasitas kilang di Asia Pasifik diperlihatkan pada Tabel 2.8.
Berdasarkan data dalam Tabel 2.8, penyumbang defisit kapasitas kilang terbesar di Asia Pacific pada periode 2006 dan 2007 adalah Indonesia. Bahkan pada periode selanjutnya, ketika kapasitas kilang di kawasan Asia Pasifik mengalami surplus, defisit kapasitas kilang Indonesia justru cenderung meningkat. Dalam hal ini, kapasitas kilang Indonesia pada dasarnya juga meningkat, namun tidak begitu signifikan.
Peningkatan kapasitas kilang Indonesia yang hanya sekitar 2% per tahun tidak dapat memenuhi konsumsi BBM dalam negeri yang sejak lama kebutuhannya memang telah melebihi kapasitas kilang yang ada. Saat ini rata-rata produksi kilang untuk premium hanya memenuhi sepertiga dari konsumsi BBM dalam negeri, sedangkan dua pertiga kekurangannya dipenuhi dari impor BBM.
Tabel 2.8 Perbandingan Perkembangan Kapisitas Kilang Periode
Asia Pacific (Ribu Barel per Hari) Indonesia (Ribu Barel per Hari) Konsumsi Kapasitas Kilang Surplus/ Defisit Konsumsi Kapasitas Kilang Surplus/Defisit
2006 24.914 24.693 -221 1.240 1.127 -113 2007 25.756 25.561 -195 1.270 1.150 -120 2008 25.715 26.096 381 1.264 1.052 -212 2009 25.866 27.657 1.791 1.289 1.085 -204 2010 27.237 28.394 1.157 1.304 1.139 -165 2011 28.301 29.135 834 1.430 1.141 -289
Jika konsumsi BBM tumbuh pesat maka hal tersebut akan memberikan efek domino terhadap lonjakan impor BBM. Menurut Wakil Menteri ESDM pada akhir Desember 2012 refineri kilang minyak nasional hanya mampu mengolah minyak mentah sebesar 900 ribu barel per hari.
Kapasitas kilang minyak nasional perlu ditingkatkan untuk mengolah crude oil menjadi BBM.
Untuk meningkatkan produksi BBM dimasa mendatang, Pemerintah telah membuat perencanaan pembangunan 3 kilang minyak baru dengan skema pembiayaan dari dalam negeri dan luar negeri masing-masing kilang Balongan II Refinery (kapasitas 300 MBCD), Tuban Refinery (kapasitas 300 MBCD) dan Kilang BBM dan Petrokimia (kapasitas 300 MBCD). Ketiga
kilang baru tersebut dengan kapasitas total 900 MBCD akan mulai beroperasi pada tahun 2018
dan 2019 (Gambar 2.2).
Jika crude oil dapat diolah di dalam negeri lebih banyak lagi maka harga BBM bisa ditekan lebih murah. Saat ini impor minyak mentah (crude oil) lebih rendah dibandingkan dengan impor BBM. Meskipun sama-sama impor, akan lebih baik pemerintah mengimpor crude oil dibandingkan produk jadi berupa BBM yang harganya tentu lebih mahal.
Gambar 2.2 Perencanaan Pembangunan Kilang Minyak Nasional Yang Baru
(Pusdatin, Kementerian ESDM, 2012)
Permasalahan penyediaan BBM yang cenderung bergantung pada impor pada dasarnya tidak hanya berpengaruh terhadap kinerja sektor energi, namun juga berpengaruh pada sektor moneter, utamanya kinerja Neraca Pembayaran Indonesia (NPI) dan nilai tukar rupiah.
Sektor moneter akan mendapatkan tekanan dengan semakin meningkatnya impor BBM. Hal ini dikarenakan kebutuhan devisa untuk impor BBM cenderung terus mengalami peningkatan. Akibatnya, jika ekspor non migas di sisi yang lain tidak mengalami peningkatan, maka NPI terancam defisit dan nilai tukar rupiah juga berpotensi terdepresiasi.
Berikut ini diperlihatkan perkembangan Neraca Perdagangan Minyak dan Neraca Pembayaran Indonesia dari tahun 2005 sampai dengan tahun 2011 (Tabel 2.9). Dari tabel ini dapat dilihat nilai defisit pembiayaan minyak dan nilai NPI pada beberapa tahun terakhir.
Tebel 2.9 Perkembangan Neraca Perdagangan Minyak dan Neraca Pembayaran Indonesia (NPI)
Periode
NERACA PERDAGANGAN MINYAK
Defisit/Surplus (Juta USD)
Net NPI (Juta USD) Ekspor (Juta USD) Impor (Juta USD)
Minyak Mentah Produk Kilang Total Minyak Mentah Produk Kilang Total 2005 7.259 1.989 9.248 6.503 10.814 17.317 -8.069 444 2006 7.911 2.691 10.602 7.590 9.849 17.439 -6.837 14.510 2007 9.380 3.117 12.497 8.779 11.543 20.322 -7.825 12.715 2008 11.444 3.896 15.340 9.293 15.545 24.838 -9.498 -1.945 2009 8.008 2.697 10.705 4.528 7.169 11.697 -992 12.506 2010 11.207 3.951 15.158 7.526 14.369 21.895 -6.737 30.285 2011 14.166 5.825 19.991 10.308 26.528 36.836 -16.845 11.855 Sumber: PT Pertamina & BP Migas, dalam NPI-Bank Indonesia, diolah kembali.
Cadangan
Cadangan gas bumi Indonesia dalam 10 tahun terakhir menunjukkan kecenderungan meningkat. Hal ini terjadi karena tingkat penemuan cadangan lebih besar dibanding tingkat produksi (Gambar 2.3). Dengan cadangan terbukti 112,5 TSCF dan tingkat produksi 3,02 TSCF per tahun maka reserve to production ratio (R/P) gas Indonesia sekitar 32 tahun. Prospek pertumbuhan cadangan terbukti gas masa mendatang masih tetap baik mengingat cadangan potensial yang tersedia cukup besar, yaitu 57,6 TSCF, disamping adanya kemungkinan tambahan penemuan baru dari hasil eksplorasi di masa mendatang. Cadangan gas bumi Indonesia terdapat di Natuna Timur, Kalimantan, Sumatera, Papua, Maluku, dan Sulawesi.
Di samping gas bumi, Indonesia juga memiliki sumberdaya coal bed methane (CBM). CBM
tersebut terdapat di lokasi-lokasi sumberdaya batubara yang tersebar di Kalimantan dan Sumatera.
Pemanfaatan sumberdaya gas bumi untuk memenuhi permintaan dalam negeri yang sebagian besar terpusat di pulau Jawa terkendala oleh masih terbatasnya infrastruktur penyaluran gas. Sebagian besar dari produksi gas Indonesia saat ini diekspor dalam bentuk LNG. Pemanfaatan gas bumi domestik di masa mendatang diharapkan akan dapat ditingkatkan melalui pembangunan infrastruktur penyaluran gas, penyebaran pusat-pusat permintaan gas ke luar pulau Jawa dan kebijakan pengutamaan pemanfaatan gas untuk memenuhi permintaan dalam negeri.
Dibanding cadangan gas dunia, cadangan gas indonesia relatif kecil, hanya 1,7 % terhadap total cadangan terbukti gas bumi dunia (6534 trilyun kaki kubik). Cadangan gas dunia tersebar di Timur Tengah (41% cadangan dunia), disusul oleh wilayah Eropa dan Eurasia dengan pangsa sebesar 34%, Afrika 8,3%, Asia pasifik 7,9% sedangkan wilayah Amerika Utara dan Amerika Selatan mempunyai pangsa paling kecil, masing-masing sebesar 4,8% dan 4% (BP Statistical Review of World Enegry, 2009). Negara-negara yang mempunyai pangsa cadangan gas cukup besar adalah Rusia (23,4 % cadangan dunia) disusul Iran (16%) dan Qatar (13,8%).
Pusdatin ESDM 2010, Handbook of Energy & Economic Statistics of Indonesia
Gambar 2.3 Cadangan Gas Bumi Indonesia
Produksi dan Pemanfaatan
Gas bumi merupakan salah satu jenis energi yang potensial baik untuk memenuhi kebutuhan domestik juga dijadikan sebagai komoditi ekspor. Ekspor gas bumi dalam bentuk LNG ditujukan terutama ke Jepang dan Korea Selatan dari hasil produksi LNG Bontang dan LNG Arun. Ekspor gas bumi dalam bentuk gas pipa ditujukan ke Singapura dan Malaysia (sejak tahun 2001) melalui lapangan gas Grissik di Sumatera Selatan dan lapangan gas di Natuna Barat. Sebagian produksi gas bumi digunakan untuk memenuhi kebutuhan sektor industri, PLN, gas kota, gas lift and reinjection, dan own use. Pemanfaatan gas bumi di sektor industri dapat menekan biaya bahan bakar karena harga gas bumi relatif lebih murah dibanding BBM.
Data menunjukkan bahwa gas bumi yang diekspor (sebagai gas pipa maupun LNG) dan yang digunakan sebagai bahan baku kilang LNG, lebih besar dibanding pemanfaatan gas bumi untuk memenuhi kebutuhan domestik. Rendahnya pemanfaatan gas bumi untuk memenuhi kebutuhan domestik terutama diakibatkan oleh terbatasnya infrastruktur gas bumi apalagi sumber gas bumi umumnya terletak di luar Jawa, sedangkan konsumen gas bumi umumnya berada di Jawa. Gambar 2.4 menunjukkan perkembangan produksi dan pemanfaatan gas bumi selama perioda 2000 – 2009.
Sumber :
Pusdatin ESDM 2010, Handbook of Energy & Economic Statistics of Indonesia
Perkembangan konsumsi gas bumi sebagai energi final diperlihatkan pada Gambar 2.5. Dalam 10 tahun terakhir konsumsi gas bumi meningkat rata-rata 4,6% per tahun. Gas bumi sebagai energi final hampir seluruhnya digunakan di sektor industri, sebagai bahan bakar dan juga
sebagai bahan baku (feedstock). Pemanfaatan gas bumi di sektor rumah tangga dan komersial
terus meningkat namun pangsanya masih sangat kecil karena keterbatasan infrastruktur gas. Permintaan gas bumi pada kedua sektor ini di masa mendatang kemungkinan terus meningkat bila infrastruktur gas telah berkembang.
Pusdatin ESDM 2010, Handbook of Energy & Economic Statistics of Indonesia
Gambar 2.5 Perkembangan Konsumsi Gas Bumi
Konsumsi LPG di Indonesia saat ini didominasi oleh sektor rumah tangga (Gambar 2.6). Perkembangan pesat konsumsi energi terjadi dalam perioda 2005-2009 sebagai hasil pelaksanaan program konversi minyak tanah ke LPG. Pada perioda tersebut konsumsi LPG tumbuh rata-rata 31% per tahun.
Konsumsi LPG sektor komersial dan industri cenderung turun. Dalam 10 tahun terakhir konsumsi LPG sektor komersial dan industri turun rata-rata 7,5% dan 6,9% per tahun. Penurunan tersebut kemungkinan karena pengalihan konsumsi LPG ke gas bumi (pipa).
Pusdatin ESDM 2010, Handbook of Energy & Economic Statistics of Indonesia
Gambar 2.6 Perkembangan Konsumsi LPG
Untuk meningkatkan peran gas bumi dan mengurangi peran minyak bumi, Pemerintah melakukan perencanaan profil dan target lifting sampai tahun 2016 seperti terlihat pada Gambar 2.7.
Pemanfaatan gas bumi Indonesia pada tahun 2011 yang utama adalah untuk komoditas ekspor (4.077,84 BBTUD), diikuti berikutnya untuk industri (1.260,73 BBTUD), pembangkit listrik (745,29 BBTUD), pupuk (657,05 BBTUD), lifting oil (367,79 BBTUD), LPG (235,75 BBTUD) (Gambar 2.8). Dalam upaya peningkatan produksi gas bumi nasional pada masa mendatang, pemerintah melalui Kementerian ESDM (Ditjen Migas) memiliki beberapa proyek andalan hulu migas yang tersebar di beberapa wilayah di Indonesia seperti diperlihatkan pada Gambar 2.9.
Pemerintah melalui Ditjen Migas juga sudah menyusun neraca gas bumi Indonesia dalam kurun waktu 2012 sampai 2025. Dari neraca ini dapat terlihat perencanaan penawaran-permintaan
(supply-demand) gas bumi dan potential supply gas sampai dengan tahun 2025 (Gambar 2.10).
Demi untuk memudahkan kegiatan usaha gas bumi mulai dari kegiatan hulu hingga hilir telah dirancang dan diaplikasikan infrastrukur gas bumi nasional seperti terlihat pada Gambar 2.11. Dari gambar ini dapat dilihat lokasi-lokasi terdapatnya gas bumi, jalur transportasi gas, dan distribusi gas.
Untuk meningkatkan produksi migas di Indonesia, perusahaan pertambangan migas telah pula melakukan pengembangan dan produksi seperti di Natuna Timur, Masela, Tangguh, dan Cepu (Gambar 2.12).
Sumber : KESDM, 2012
Gambar 2.8 Realisasi Pemanfaatan Gas Indonesia 2011
Sumber : KESDM, 2012
Gambar 2.9 Proyek Andalan Hulu Migas
Sumber : KESDM, 2012
Gambar 2.10 Neraca Gas Bumi Indonesia 2012-2025
0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 M M SC FD
V. NERACA GAS BUMI INDONESIA 2012-2025
Sumber : KESDM, 2012
Gambar 2.11 Infrastruktur Gas
Sumber : KESDM, 2012
Gambar 2.12 Proyek-Proyek Migas Dalam Tahap Pengembangan
2.1.4 Batubara
Jumlah sumber daya dan cadangan batubara Indonesia setiap tahun terus bertambah, berdasarkan perhitungan Pusat Sumber Daya Geologi, Badan Geologi, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral. Kondisi saat ini, akhir tahun 2012, jumlah sumber daya adalah sebesar 120,339 miliar ton, dengan jumlah cadangan sebesar 28,017 miliar ton (Gambar 2.13). Sumber daya batubara tersebut tersebar di 19 propinsi, 6 pulau, namun terbesar terutama di Pulau Sumatera dan Kalimantan sebanyak masing – masing 53,68% dan 46,01%.
Keadaan lingkungan pengendapan batubara yang berbeda-beda serta kondisi tektonik dan umur pengendapan batubara di Indonesia yang berbeda-beda, menghasilkan kualitas batubara yang berbeda-beda pula.
Gambar 2.13 Distribusi Sumber Daya Batubara Indonesia (PSDG, 2012)
Semarang Pacific Ocean AUSTRALIA Indian Ocean CAMBODIA VIETNAM THAILAND LAOS WEST MALAYSIA Philipines South China Sea BRUNEI EAST MALAYSIA Banda Aceh Lhokseumawe Medan Duri Padang Bintan SINGAPORE Samarinda Balikpapan Bontang KALIMANTAN Banjarmasin Manado SULAWESI Ujung Pandang BURU SERAM Ternate HALMAHERA PAPUA Jakarta J A V A Surabaya Bangkalan BALI SUMBAWA Pagerungan LOMBOK FLORES SUMBA TIMOR I N D O N E S I A Dumai Batam MADURA Jayapura Merauke 59.617 2.582 0.450 10.659 40.665 4.038
Resources : 120.339 Billion ton Reserves : 28.017 Billion ton
0.020 0.233 Sorong 0.131 Grissik Palembang Jambi
Kriteria kualitas batubara dapat dibedakan atas beberapa macam, yang pada umumnya didasarkan pada:
Peringkat batubara (Coal Rank)
Nilai kalori (Calorivic Value)
Kandungan bahan/unsur dalam batubara (kadar air, abu, belerang, zat terbang, karbon
tertambat, dll)
Sifat fisik batubara (kekerasan, muai bebas, titik leleh abu).
Penggolongan kualitas batubara mutu rendah, batubara mutu sedang, dan batubara mutu tinggi seringkali dikaitkan dengan tujuan pemanfaatan batubara itu sendiri yang tergambarkan dengan permintaan pada spesifikasi batubara yang diinginkan.
Secara spesifik pembagian batubara di atas didasarkan pada kriteria sebagai berikut :
1. Batubara Kalori Rendah adalah jenis batubara yang paling rendah peringkatnya, bersifat
lunak-keras, mudah diremas, mengandung kadar air tinggi (10-70%), memperlihatkan struktur kayu, nilai kalorinya <5.100 kal/gr (adb).
2. Batubara Kalori Sedang adalah jenis batubara yang peringkatnya lebih tinggi, bersifat lebih
keras, mudah diremas – tidak bisa diremas, kadar air relatif rendah, umumnya struktur kayu masih terlihat, nilai kalorinya 5.100-6.100 kal/gr (adb).
3. Batubara Kalori Tinggi adalah jenis batubara yang peringkatnya lebih tinggi, bersifat lebih
keras, tidak mudah diremas, kadar air relatif lebih rendah, umumnya struktur kayu tidak terlihat, nilai kalorinya 6.100-7.100 kal/gr (adb).
4. Batubara Kalori Sangat Tinggi adalah jenis batubara dengan peringkat paling tinggi,
umumnya dipengaruhi intrusi batuan beku atau tektonik, kadar air sangat rendah, nilai kalorinya >7.100 kal/gr (adb).
Kualitas batubara Indonesia didominasi oleh Batubara Kalori Sedang (66,63%), setelah itu diikuti Batubara Kalori Rendah (24,12%), Batubara Kalori Tinggi (7,81%), dan Batubara Kalori Sangat
Tabel 2.10 Kualitas Dan Sumberdaya Batubara Indonesia Tahun 2011
Sumber : Pusat Sumber Daya Geologi, Departemen Energi dan Sumber Daya Mineral, 2012.
o Produksi
Sejalan dengan upaya penganekaragaman energi dan peningkatan kebutuhan batubara, baik untuk pemakaian domestik maupun pasar ekspor, selama 20 tahun terakhir (1992-2012) produksi batubara Indonesia telah meningkat 23 kali lipat, dari 15,935 juta juta ton menjadi sekitar 374,000 juta ton, atau meningkat rata-rata per tahun 17,67%, jauh di atas rata-rata dunia, 3,8%. Peningkatan produksi yang pesat didorong oleh meningkat tajamnya permintaan ekspor dan permintaan dalam negeri. Dalam kurun waktu tersebut telah terjadi perubahan distribusi produksi yang signifikan diantara kelompok pelaku usaha. PKP2B memegang peranan yang cukup menonjol sekitar 69,42% dengan pertumbuhan 17,76% pertahun. Sedangkan peran IUP awalnya relatif masih kecil di bawah BUMN (PTBA), namun setelah digulirkannya kebijakan Otonomi Daerah ada peningkatan yang sangat berarti dengan tingkat pertumbuhan rata-rata 27,51% pertahun, sementara PTBA hanya 4,34% (Gambar 2.14).
o Ekspor
Kebutuhan batubara dunia saat ini ternyata meningkat sangat cepat, antara lain dipicu oleh booming harga bahan bakar minyak (BBM) dan semakin banyaknya pembangunan PLTU di luar negeri yang menggunakan bahan bakar batubara, sementara negara-negara pengekspor
Jumlah
Hipotetik Tereka Tertunjuk Terukur Total % Terkira Terbukti Total
Kalori Rendah 5.057,69 9.491,21 7.307,85 7.166,26 29.023,00 24,12 7.691,39 2.310,63 10.002,02
Kalori Sedang 27.350,63 22.194,55 17.384,91 13.252,24 80.182,34 66,63 9.467,81 6.660,99 16.128,80
Kalori Tinggi 1.083,66 2.812,64 2.089,96 3.409,01 9.395,26 7,81 574,47 1.080,61 1.655,08
Kalori Sangat Tinggi 62,05 1.126,96 276,08 272,91 1.738,00 1,44 23,48 208,09 231,57
28.017,46
Sumberdaya (Juta Ton)
33.554,03 35.625,36 27.058,79 24.100,42
Kualitas
120.338,60
TOTAL 100,00 17.757,14 10.260,32
menyaingi Australia dan Afrika Selatan. Ekspor batubara Indonesia pada tahun 1992 hanya sebesar 16,288 juta ton, sedangkan pada tahun 2011 tercatat sebesar 272,671 juta ton. Ini berarti volume ekspor rata-rata naik sebesar 16,51%. Perusahaan pemegang PKP2B merupakan eksportir batubara terbesar, yaitu sekitar 70,81% dari jumlah ekspor batubara Indonesia, diikuti oleh pemegang IUP sebesar 27,46%, dan BUMN sebesar 7,08% (Gambar 2.15).
Sumber : KESDM, 2012
Gambar 2.14 Perkembangan Produksi Batubara Indonesia Menurut Kelompok Ijin Usaha
Sumber : KESDM, 2012 0 50.000 100.000 150.000 200.000 250.000 300.000 350.000 400.000 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 (r ib u to n ) IUP BUMN PKP2B 0 50.000 100.000 150.000 200.000 250.000 300.000 350.000 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 ri b u t o n IUP BUMN PKP2B
Gambar 2.15 Perkembangan Ekspor Batubara Indonesia
Saat ini pasar ekspor terbesar Indonesia adalah Jepang, Korea Selatan dan Taiwan, di samping
China dan India yang merupakan buyer baru bagi Indonesia. Meningkatnya permintaan China
dan India di masa datang akan menambah tingginya kecenderungan permintaan ekspor. Belum adanya keseimbangan antara permintaan dan pemasokan batubara pada tataran dunia, terlihat dari tingginya tingkat pertumbuhan ekspor Indonesia yang mencapai 15,51%. Pada satu sisi, hal tersebut merupakan peluang Indonesia untuk meningkatkan pangsa pasar ekspor. Tetapi dengan adanya kecenderungan tersebut, ke depan perlu hal tersebut dicermati, karena konsumsi batubara di dalam negeripun cenderungan meningkat secara signifikan dan kebijakan untuk mengutamakan pemasokan untuk kepentingan dalam negeri telah diatur dalam Permen 34 Tahun 2009.
o Pemanfaatan
Menimbang cadangan bahan bakar minyak bumi Indonesia yang semakin menipis dan harganya cukup mahal, pemanfaatan batubara di dalam negeri menjadi semakin penting sejalan dengan ditemukannya cadangan batubara yang besar yang terus meningkat, yang hingga kini sumber daya mencapai 120,339 miliar ton dan cadangan 28,017 miliar ton. Selain itu, adanya kebijakan energi nasional mengenai diversifikasi energi, telah memacu pemanfaatan batubara di berbagai segmen pasar di wilayah Indonesia, baik di sektor industri terlebih pada PLTU yang telah menjadi kebijakan pemerintah di Sektor Kelistrikan (Gambar 2.16).
Untuk Tahun 2011, pemanfaan batubara dalam negeri mencapai sekitar 68,264 juta ton, dan tetap didominasi oleh PLTU, yaitu 69,52% dari kebutuhan batubara nasional, kemudian diikuti oleh industri semen sebesar 12,98%. Trend penggunaan batubara pada industri kertas, tekstil dan metalurgi, serta industri lainnya terus meningkat (Gambar 2.17).
Sumber : KESDM, 2012
Gambar 2.16 Perkembangan Pemanfaatan Batubara Domestik
Sumber : KESDM, 2012
Gambar 2.17 Persentase Pemanfaatan Batubara Menurut Segmen Pasar di Indonesia Tahun 2011 0 10.000.000 20.000.000 30.000.000 40.000.000 50.000.000 60.000.000 ( T on ) PLTU SEMEN TEKSTIL KERTAS METALURGI BRIKET LAIN-2 71,07% 11,96% 6,48% 3,85% 4,33% 0,04% 2,27% PLTU SEMEN TEKSTIL KERTAS METALURGI BRIKET LAIN-2
Perkembangan harga batubara Indonesia mulai tahun 2009 sampai tahun 2011 dapat dilihat pada Tabel 2.11. Dari angka di tabel dapat dilihat bahwa dari tahun ke tahun harga batubara memperlihatkan kenaikan, bahkan pada tahun 2011 secara keseluruhan harga batubara meningkat pesat dibandingkan dengan harga tahun-tahun sebelumnya.
Tabel 2.11 Harga Batubara Periode 2009-2011
Untuk memudahkan distribusi dan pemasaran batubara, pemerintah dan stakeholder telah mebuat infrastruktur pelabuhan batubara seperti terlihat pada Gambar 2.18.
Tahun
Harga Batubara (USD/ton) HBA CV 6.322) CV 7.000 CV 6.700 CV 6.150 CV 5.700 CV 5.400 CV 5.000 CV 4.400 CV 4.200 2009 70.70 75.97 75.26 67.88 57.73 55.07 51.21 41.27 38.30 2010 91.74 98.78 96.61 87.07 74.75 70.21 64.60 52.10 47.70 2011 118.40 128.08 125.16 112.80 96.89 90.93 83.61 67.43 61.05
INFRASTRUKTUR PELABUHAN UNTUK BATUBARA
Grissik Palembang Semarang Pacific Ocean Bangkok Phnom Penh Ban Mabtapud Ho Chi Minh City CAMBODIA VIETNAM THAILAND LAOS Khanon Songkhla Erawan Bangkot Lawit Jerneh WEST MALAYSIA Penang Kerteh Kuala Lumpur Manila Philipines South China Sea NatunaAlpha Kota Kinibalu BRUNEI Bandara Seri Begawan Bintul u EAST MALAYSIA Kuchin g Banda Aceh Lhokseumawe Medan Duri Padang Jambi Bintan SINGAPORE Samarinda Balikpapan Bontang KALIMANTAN Banjarmasin Manado SULAWESI Ujung Pandang BURU SERAM Ternate HALMAHERA Sorong IRIAN JAYA Jakarta J A V A Surabaya Bangkalan BALI SUMBAWA Pagerungan FLORES I N D O N E S I A Duyong West Natuna
Port Dickson Port Klang Mogpu Dumai Batam Guntong MADURA TOTALCAPACITY 24,000 MW Jayapura Merauke Tarahan 40.000 Pulau Baai 40.000 Kertapati 7.000 Apar Bay 6.000 Tanjung Pemancingan 8.000 North Pulau Laut 150.000 Tanjung Peutang 8.000 IBT 200.000 Sembilang 7.500 Air Tawar* 7.500 Muara Satui 7.500 S a t u i* 5.000 Kelanis* 10.000 Tarakan 7.500 Muara Pantai 150.000 Tanjung Redep 5.000 Tanjung Bara 210.000 Tanjung Meranggas 90.000 Muara Berau 8.000 B el o r o 8.000 Loa Tebu 8.000 Balikpapan 65.000 Tanah Merah 60.000
2.1.5 Panas Bumi
Indonesia memiliki sumberdaya energi panas bumi terbesar di dunia yaitu sekitar 27,6 GWe dengan cadangan terbukti sebesar 2.288 MWe dan cadangan terduga diperkirakan mencapai 11.229 MWe (Badan Geologi, 2008). Sumberdaya panas bumi Indonesia tersebar di 256 lokasi. Distribusi lokasi sumberdaya dan cadangan panas bumi Indonesia diperlihatkan pada Tabel 2.10. Beberapa wilayah Indonesia yang memiliki cadangan panas bumi besar adalah: Jawa Barat (1.535 MWe terbukti, 1.452 MWe terduga), Sumatera Utara (1.384 MWe terduga), dan Lampung (1.072 MWe terduga) [sumber: RUKN 2008-2027, 2008].
Pemanfaatan utama energi panas bumi adalah pembangkit litsrik (Tenaga Panas Bumi, PLTP). Dibandingkan sumberdaya yang dimiliki, kapasitas terpasang PLTP Indonesia masih rendah yaitu hanya 1052 MWe (4% dari total sumberdaya). Selain untuk pembangkit listrik energi panas bumi dapat juga dimanfaatkan untuk penyediaan energi thermal pada proses-proses pengolahan produk pertanian.
Tabel 2.12 Sumber Daya dan Cadangan Panas Bumi Indonesia Tahun 2009
Sumber Daya (MW) Cadangan (MW) Total
(MW)
No Lokasi
Spekulatif Hipotetis Terduga Mungkin Terbukti
1 2 3 4 5 6 7 Sumatera Jawa Bali-Nusa Tenggara Sulawesi Maluku Kalimantan Papua 4,975 1,960 410 1,000 595 45 75 2,121 1,771 359 92 37 - -5,845 3,265 973 982 327 - -15 885 - 150 - - -380 1,815 15 78 - - -13,336 9,696 1,757 2,302 959 45 75 Total 9,060 4,380 11,392 1,050 2,288 28,170
Sumber : Pusdatin ESDM 2010, Handbook of Energy & Economic Statistics of Indonesia
Pengembangan energi panas bumi yang termasuk energi baru terbarukan (EBT) memiliki kendala yakni dari aspek harga beli pemerintah yang rendah, kendala pendanaan dari Perbankan, dan tumpang tindih lahan (Tabel 2.13). Usulan harga beli PLT EBT yang ditawarkan melalui feed in tariff (FIT) agar harga menarik bagi investor dapat dilihat pada Tabel 2.14.
Capaian atau prestasi yang telah dihasilkan dalam pengambangan EBT di Indonesia hingga saat ini dapat dilihat pada Tabel 2.15.
Tabel 2.13 Permasalahan Utama Pengembangan EBT
ESDM untuk Kesejahteraan Rakyat
PERMASALAHAN UTAMA PENGEMBANGAN EBT
1. HARGA: selama ini harga energi khususnya listrik yangdikembangkan dari bahan bakar EBT dibeli terlalu murah sehingga kurang menggairahkan investor, dan kalah bersaing dengan BBM yang disubsidi sangat besar.
2. PENDANAAN: selama ini investor merasakan kurang adanya jaminan atas pembayaran dan perbankan kurang tertarik untuk membiayai.
3. TUMPANG TINDIH LAHAN: sebagian besar kegiatan EBT berada pada kawasan hutan sehingga sering terjadi tumpang tindih permasalahan, baik karena Peraturan Perundangan maupun pemanfaatan lahan.
Tabel 2.14 Solusi Harga Beli PLT EBT
SOLUSI HARGA BELI PLT EBT
Solusi meningkatkan harga beli melalui metoda feed-in tariff (FIT):
1. Telah dikeluarkan Peraturan FIT:
• PLT Biomassa naik dari Rp 656/kWh menjadi Rp 975 – Rp 1.050/kWh
2. Sedang dikaji FIT baru mengenai:
• PLTP naik dari maksimum US$ 9,7 cent/kWh menjadi US$ 10 – 18,5 cent/kWh • PLT Mini dan Mikro Hidro naik dari Rp. 656/kWh menjadi Rp. 975 – 1.050/kWh
• PLT Sampah Kota naik dari Rp. 656/kWh menjadi Rp. 1.450 – 1.798/kWh • PLTS berkisar antara Rp. 1.880 – 3.135/kWh • PLT Bayu berkisar antara Rp. 1.250 – 1.810/kWh
Tabel 2.15 Capaian Pengembangan EBT
ESDM untuk Kesejahteraan Rakyat
CAPAIAN PENGEMBANGAN EBT
1.Panas Bumi,telah selesai dibangun:
• Tahun 2011: PLTP Lahendong Unit 3 (30 MW) di Sulawesi Utara
• Tahun 2012: PLTP Ulubelu (2 x 55 MW) di Lampung dan PLTP Ulumbu (2 x 2,5 MW) di NTT.
2.Biomassa:
• Meningkatkan pemakaian BBN pada BBM bersubsidi dari 5% menjadi 7,5% (mulai 1 Feb 2012) • Berhasil menerapkan pemakaian BBN pada BBM non subsidi sebesar 2%, mulai 1 Mei 2012. • Telah dibangun:
oPLT Biomassa (4 x 15 MW) di Medan, Sumatera Utara 2011 dan 2012. oPLT Biomassa 1 MW di Tandun, Riau 2012.
oPLT Sampah Kota 8 MW (akan ditingkatkan menjadi 26 MW) di Bantar Gebang 2011. oPLT Biomassa, total kapasitas 500 MW untuk keperluan sendiri.
3.Pembangkit Listrik Tenaga Surya dan Bayu:
• Pembangunan PLT Bayu (50 MW) di Bantul, DIY 2013. • Pembangunan PLTS (2 x 1 MW) di Bali 2012.
• Pembangunan PLTS (1 x 1 MW) di NTB 2012.
• MOU Pembangunan PLTS dengan Sharp (100 MW) dan Samsung.
4.Kerjasama KESDM dengan Kementerian lain:
• Kementerian Koperasi dan UKM: pembentukan Induk Koperasi untuk pengumpulan dan pengolahan
BBN (misal: jarak pagar, nyamplung dan kemiri sunan).
• Kementerian Perumahan Rakyat: pemasangan PLTS pada rumah susun.
2.1.6 Energi Air
Sumberdaya energi tenaga air dikelompokkan dalam skala besar (dapat dikembangkan untuk pembangkit listrik di atas 10 MW per lokasi) dan skala mini/mikro (potensi pembangkitan tenaga listrik kurang dari 10 MW). Potensi tenaga air Indonesia skala besar dan skala mini/mikro diperkirakan masing-masing sebesar 75 GW dan 450 MW. Potensi tersebut tersebar cukup merata diberbagai wilayah Indonesia. Wilayah yang memiliki potensi tenaga air terbesar adalah Papua dengan total potensi sekitar 25 GW. Sumberdaya tenaga air telah sejak lama dimanfaatkan untuk pembangkit listrik (PLTA, pembangkit listrik tenaga air). Pemanfaatan sumberdaya tenaga air saat ini masih relatif rendah yaitu 4,2 GW skala besar dan 84 MW skala mini/mikro. Sebagian besar PLTA skala besar terletak di Pulau Jawa sedangkan lokasi PLTMH (Pembangkit Listrik Tenaga Mini/mikro Hidro) cukup tersebar di berbagai wilayah Indonesia. Pemanfaatan sumberdaya tenaga air perlu terus dikembangkan terutama dengan skema
Pembangkit Skala Kecil Tersebar untuk memenuhi kebutuhan listrik setempat. Kendala dalam peningkatan pemanfaatan tenaga air masa mendatang adalah lokasi sumberdaya tidak bertepatan dengan lokasi permintaan listrik.
2.1.7 Energi Angin
Sumberdaya energi angin suatu lokasi sangat ditentukan oleh besarnya rata-rata kecepatan angin di lokasi tersebut karena daya yang dapat dibangkitkan energi angin merupakan kelipatan pangkat tiga (kubik) dari kecepatan angin. Sumberdaya energi angin dikategorikan mulai dari klas 1 (kecepatan angin kurang 3 meter/detik pada ketinggian 10 m) hingga klas 7 (kecepatan angin lebih besar dari 7 m/detik pada ketinggian 10 m). Berdasarkan data kecepatan angin di berbagai wilayah, sumberdaya energi angin Indonesia berkisar antara 2,5 – 5,5 m/detik pada ketinggian 24 m meter di atas permukaan tanah. Dengan kecepatan tersebut sumberdaya energi angin Indonesia termasuk dalam kategori kecepatan angin kelas rendah hingga menengah.
Secara keseluruhan, potensi energi angin Indonesia diperkirakan mencapai 9.290 MW. Wilayah yang mempunyai potensi angin cukup besar adalah Nusa Tenggara, Sumatera Selatan, Jambi
dan Riau. Saat ini pemanfaatan energi angin untuk pembangkit listrik masih terbatas pada pilot
projects dengan kapasitas terpasang sekitar 500 kW.
Berdasarkan data kecepatan angin Indonesia yang relatif rendah, aplikasi tenaga angin Indonesia sesuai untuk pengembangan dengan skema Pembangkit Skala Kecil tersebar dengan kapasitas maksimum sekitar 100 kW per turbin.
2.2 Tinjauan Teknologi Pengolahan Batubara 2.2.1 Teknologi Upgrading
Upgrading batubara pada umumnya dilakukan untuk menurunkan kadar air yang terdapat di dalam batubara tersebut, sehingga nilai kalori meningkat. Air yang terkandung dalam batubara
bebas dan air bawaan. Air bebas adalah air yang terikat secara mekanik dengan batubara pada permukaan, dalam rekahan atau kapiler yang mempunyai tekanan uap normal, sedangkan air bawaan adalah air yang terikat secara fisik pada struktur pori-pori bagian dalam batubara dan mempunyai tekanan uap yang lebih rendah dari pada tekanan normal.
Penurunan kadar air dalam batubara dapat dilakukan dengan cara mekanik atau perlakuan panas. Kadar air bebas dapat dikurangi secara efektif dengan cara mekanik, sedangkan penurunan kadar air bawaan harus dilakukan dengan cara pemanasan. Secara umum teknologi
upgrading untuk menurunkan kadar air terdiri atas evaporasi, hot water/steam drying dan non
termal atau pirolisis (Couch, 1990).
Proses evaporasi, batubara dipanaskan baik secara langsung maupun tidak langsung dengan menggunakan uap panas. Dengan cara ini, air bawaan mempunyai kecenderungan untuk kembali terserap oleh batubara. Metoda ini dapat diterapkan jika batubara tersebut akan segera digunakan. Proses evaporasi dengan perlakuan minyak (residu) pasca proses, akan membantu kestabilan kadar air bawaan karena dengan adanya minyak yang melapisi permukaan batubara akan menutup pori-pori batubara tersebut.
Hot water/steam drying, batubara dipanaskan pada temperatur 300°C dan tekanan ± 6-12 MPa (60-120 atm). Temperatur dan tekanan yang tinggi, menyebabkan terjadinya penguapan air
bebas, air bawaan, tar, hidrogen, CO2, CO dan hidrokarbon. Tar yang keluar dari batubara akan
menutupi pori-pori permukaan batubara yang terbuka karena proses pemanasan (Gambar 2.19).
Pirolisis atau mild gasification menghasilkan bahan bakar padat batubara bersih dan kering
dengan zat terbang rendah/semi kokas dan mempunyai nilai kalor yang tinggi.
Beberapa teknologi upgrading yang berkembang di dunia di antaranya adalah K-Fuel, Fleissner,
Hot water/steam drying (HW/SD), Syncoal, Encoal, Upgraded Brown Coal (UBC) dan lain-lain. Perbandingan beberapa teknologi tersebut dapat dilihat pada Tabel 2.16.
