Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara KATA PENGANTAR

Transkripsi

1 i

2 KATA PENGANTAR Puji dan Syukur kehadirat Tuhan Yang Maha Esa, atas tersusunnya Ringkasan Eksekutif Pra Studi Kelayakan Pengembangan Investasi Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara di Provinsi Kalimantan Timur Tahun Ringkasan Eksekutif Pra Studi Kelayakan ini merupakan bentuk tanggung jawab konsultan berkaitan dengan laporan kemajuan kegiatan sesuai dengan kerangka kerja yang telah ditetapkan. Ringkasan Eksekutif ini dibuat untuk memenuhi kewajiban pelaporan kegiatan sesuai dengan kerangka kerja yang telah ditetapkan. Ringkasan Eksekutif ini merupakan laporan yang memaparkan Rencana Kerja konsultan dalam melakukan penyusunan Pra Studi kelayakan Pengembangan Investasi Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara di Provinsi Kalimantan Timur Tahun Ringkasan Eksekutif ini disusun dengan melibatkan berbagai pihak dan instansi terkait sehingga diharapkan dapat menjadi acuan dalam pelaksanaan kegiatan selanjutnya. Ucapan terima kasih juga kami sampaikan kepada pihak-pihak yang terlibat langsung maupun tidak langsung dalam penyusunan laporan ini. Samarinda, September 2013 Tim Penyusun ii

3 DAFTAR GAMBAR Gambar 3.1 Proyeksi Daya Listrik yang Dihasilkan dari Total Gas Metana Tersimpan Di Kutai Basin...13 Gambar 3.2 Banyaknya Tenaga Listrik yang Diproduksi dan Terjual Tahun 2011(MWh)...17 Gambar 3.3 Diagram Alir Pengolahan Air Produksi CBM...22 iii

4 DAFTAR TABEL Tabel 3.1 Potensi Gas Metana Batubara di Provinsi Kalimantan Timur... 8 Tabel 3.2 Potensi Batubara untuk Tambang Dalam di Kalimantan Timur Tabel 3.3 Potensi Gas Metana di Provinsi Kalimantan Timur Tabel 3.4 Potensi CBM Di Kalimantan Timur menurut Parameter penilaian potensi CBM Tabel 3.5 Konversi Jumlah Potensi CBM Terhadap Jumlah Rumah Tangga yang Dapat Dilayani Tabel 3.6 Hasil Asumsi Keekonomian Pembangkit Listrik Tabel 3.7 Estimasi Biaya Investasi Pengusahaan Gas Metana Batubara Tabel 3.8 Estimasi Biaya Investasi ISBL untuk Pembangkit Microturbine Tabel 3.9 Estimasi Biaya Investasi OSBL untuk Pembangkit Microturbine Tabel 3.10 Kondisi Kelistrikan Kalimantan Timur Tabel 3.11 Banyaknya Tenaga Listrik Terjual Menurut Jenis Pelanggan Tahun 2011 (MWh) 17 Tabel 3.12 Proyeksi Kebutuhan Listrik Di Kalimantan Timur Tabel 3.13 Hasil Asumsi Keekonomian Pengusahaan GMB Tabel 3.14 Hasil Asumsi Keekonomian Pembangkit Listrik

5 BAB 1. PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang Tenaga listrik merupakan kebutuhan yang mendasar untuk berbagai aktivitas masyarakat, oleh karena itu tenaga listrik sangat penting dan strategis bagi peningkatan kesejahteraan dan kemakmuran rakyat pada umumnya serta untuk mendorong peningkatan dan penguatan kegiatan ekonomi domestik pada khususnya. Oleh sebab itu usaha penyediaan tenaga listrik, pemanfaatan dan pengelolaannya perlu ditingkatkan, agar tersedia tenaga listrik dalam jumlah yang cukup dan merata dengan mutu pelayanan yang baik. Data dari dokumen Human Development Index (HDI) tahun 2012 menyebutkan bahwa konsumsi tenaga listrik di Indonesia masih 463 kwh/kapita. Angka ini masih di bawah negara tetangga kita Malaysia (3.234 kwh/kapita), Thailand (1.860 kwh/kapita), Filipina (610 kwh/kapita), dan Singapura (7.961 kwh/kapita). Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Timur dipasok oleh satu sistem interkoneksi melalui jaringan transmisi 150 kv yaitu Sistem Mahakam dan beberapa sistem terisolasi, yaitu Sistem Nunukan, Sangata, Petung, Long Ikis, Bulungan, Tanjung Redeb, Bontang, Tanah Grogot, Malinau, Kota Bangun, Melak, Kerang, Muara Komam, Sebatik, Tanjung Selor, Batu Sopang, dan Tanjung Aru. Dari 18 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Timur, 14 sistem (Sistem Interkoneksi Mahakam, Nunukan, Long Ikis, Bulungan, Tanjung Redeb, Bontang, Malinau, Kota Bangun, Melak, Kerang, Muara Komam, Sebatik, Batu Sopang, dan Tanjung Aru) berada dalam kondisi Surplus, dan 4 sistem lainnya (Sistem Sangata, Petung, Tanah Grogot, dan Tanjung Selor) berada pada kondisi Defisit. Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Kalimantan Timur baru mencapai 68,56% dan rasio desa berlistrik sebesar 92,46%. Adapun daftar tunggu PLN telah mencapai permintaan atau sebesar 300,8 MVA. Salah satu sumber daya gas bumi yang dapat memenuhi kebutuhan energi adalah coal bed methane (CBM) atau gas metana batubara. Gas hidrokarbon yang teradsorpsi di batubara ini sudah banyak diproduksi di dunia sebagai salah satu alternatip sumber energi. Di Indonesia mulai diupayakan untuk diproduksi, sampai saat ini pemerintah telah menandatangani beberapa kontrak gas metana batubara. Gas metana batubara merupakan energi yang ramah lingkungan sehingga dapat menjawab tantangan isu global warming. Indonesia memiliki potensi sumberdaya gas metana batubara (GMB) sekitar TCF (Triliun Cubic Feet). Cadangan GMB sebesar itu terfokus pada dua pulau yaitu Kalimantan 209 5

6 TCF dan Sumatera 239 TCF, sisanya sebagian kecil cadangan GMB berada di Jawa 3 TCF. Dengan cadangan sebesar itu menempatkan Indonesia sebagai negara penghasil GMB nomor 3 setelah China dan India. Potensi gas metana batubara di Kalimantan Timur yaitu pada cekungan Tarakan Utara sekitar 17,50 TCF, cekungan Berau tersedia 8,40 TCF, cekungan Kutai sekitar 80,40 TCF dan cekungan Pasir 3,0 TCF. Dalam rangka untuk pencapaian visi penyediaan tenaga listrik yang andal, aman dan akrab lingkungan untuk mendukung pertumbuhan perekonomian nasional dan meningkatkan kesejahteraan rakyat perlu adanya pra studi kelayakan pengembangan investasi pembangkit listrik berbasis gas metana batubara dalam upaya mendukung percepatan pembangunan kelistrikan di Provinsi Kalimantan Timur. 1.2 Rumusan Masalah Berdasarkan latar belakang di atas maka dapat dirumuskan permasalahan dalam studi ini, yaitu bagaimanakah kelayakan pengembangan investasi pembangkit listrik batubara di Provinsi Kalimantan Timur? 1.3 Tujuan dan Sasaran Tujuan berbasis gas metana Tujuan dari studi ini adalah menganalisis kelayakan pembangunan pembangkit listrik berbasis gas metana batubara di Provinsi Kalimantan Timur dalam usaha pemenuhan kebutuhan tenaga listrik di Kalimantan Timur khususnya dan di Indonesia umumnya melalui program pembangunan listrik berbasis gas metana batubara Sasaran 1. Identifikasi potensi ketersediaan gas metana batubara yang memungkinkan untuk digunakan sebagai pembangkit listrik di Provinsi Kalimantan Timur 2. Identifikasi prospek pemanfaatan gas metana batubara sebagai sumberdaya pembangkit listrik. 3. Analisis lokasi pembangkit listrik listrik berbasis gas metana batubara di Provinsi Kalimantan Timur. 4. Analisis peran pembangkit listrik listrik berbasis gas metana batubara di Provinsi Kalimantan Timur. 5. Analisis perkiraan kebutuhan investasi pembangunan pembangkit listrik berbasis gas metana batubara di Provinsi Kalimantan Timur. 6. Analisis peluang pasar penggunaan listrik di Provinsi Kalimantan Timur 7. Analisis kelayakan pembangunan pembangkit listrik berbasis gas metana batubara di Provinsi Kalimantan Timur. 6

7 BAB 2. KEBIJAKAN PEMBANGUNAN PROVINSI KALIMANTAN TIMUR RPJMD Kalimantan Timur Tahun Berdasarkan RPJMD terdapat beberapa isu strategis terkait kebijakan tentang pemenuhan kebutuhan listrik masyarakat dan pemanfaatan sumberdaya mineral batubara untuk berbagai hal terutama sebagai bahan baku utama pembangkit listrik berbasis gas metana Visi, Misi dan Tujuan Dengan mempertimbangkan potensi dan kondisi Kalimantan Timur saat ini dan untuk memenuhi aspirasi yang berkembang di masyarakat mengenai tantangan lima tahun ke depan serta memperhatikan amanat konstitusional, serta untuk mewujudkan motto, Kaltim Bangkit 2013, maka visi untuk pembangunan Kalimantan Timur adalah sebagai berikut. Mewujudkan Kalimantan Timur sebagai Pusat Agroindustri dan Energi Terkemuka Menuju Masyarakat Adil dan Sejahtera. Berdasarkan makna yang terkandung dalam visi terkait dengan pemenuhan kebutuhan listrik yaitu poin kedua visi RPJMD Kalimantan Timur Tahun yaitu sebagai Pusat Energi Terkemuka. Pusat Energi Terkemuka adalah menjadikan Kalimantan Timur sebagai pusat energi terkemuka di Indonesia yang ditandai dengan tersedianya kebutuhan energi dengan memanfaatkan secara optimal pada sumber energi yang tidak terbaharukan seperti gas alam, batubara; terbangunnya sumber energi alternatif dengan memanfaatkan sumber energi terbaharukan tenaga surya, tenaga angin dan bioenergi serta tumbuhanya kesadaran masyarakat untuk melakukan penghematan energi. Berdasarkan makna yang terkandung dalam visi terkait dengan sumber energi batubara yaitu poin kedua visi RPJMD Kalimantan Timur Tahun yaitu sebagai Pusat Energi Terkemuka. Pusat Energi Terkemuka adalah menjadikan Kalimantan Timur sebagai pusat energi terkemuka di Indonesia yang ditandai dengan tersedianya kebutuhan energi dengan memanfaatkan secara optimal pada sumber energi yang tidak terbaharukan seperti gas alam, batubara; terbangunnya sumber energi alternatif dengan memanfaatkan sumber energi terbaharukan tenaga surya, tenaga angin dan bioenergi serta tumbuhanya kesadaran masyarakat untuk melakukan penghematan energi. Sedangkan misi RPJMD Katim yang menjabarkan hal tersebut adalah Mewujudkan pemenuhan infrastruktur dasar untuk meningkatkan kualitas kehidupan masyarakat yang layak dan sejahtera adalah memenuhi kebutuhan pelayanan air minum/air bersih; pemenuhan kebutuhan listrik 600 MW dengan membangun PLTU, PLTG, PLTMG, PLTD, PLTH; penyediaan perumahan sederhana dan sehat bagi masyarakat berpenghasilan rendah sebanyak 7

8 5.000 unit; penuntasan dan pembangunan jalan, jembatan, bandara, pelabuhan dan dermaga penyebarangan. Perwujudan misi tertuang dalam penjabaran tujuan RPJMD dimana kebutuhan listrik perlu ditingkatkan mewujudkan Ekonomi Daerah yang Berdaya Saing dan Pro Rakyat dengan meningkatkan kualitas infrastruktur dasar untuk membuka akses bagi kegiatan perekonomian. Hal ini tertuang dalam sasaran berupa peningkatan pemenuhan kebutuhan listrik sebesar 250MW. RTRW Kalimantan Timur Tujuan, Kebijakan dan Strategi Umum Tujuan dan kebijakan RTRW timur terkait pemanfaatan batubara dan pemenuhan kebutuhan listrik tertuang dalam strategi pengembangan infrastruktur kawasan untuk mendukung kawasan eksplorasi, kawasan industri sektor migas baik infrastruktur transportasi, energi dan kelistrikan. Dukungan infrastruktur kelistrikan untuk meningkatkan keterkaitan antara wilayah di Kalimantan Timur agar terjadi hubungan sinergi dan saling mendukung antar wilayah Sistem Prasaran Kelistrikan dalam Kebijakan Struktur Ruang Pengembangan sistem jaringan energi di Provinsi Kalimantan Timur dimaksudkan untuk penunjang penyediaan energi listrik dan pemenuhan energi lainnya, antara lain kegiatan permukiman, produksi, jasa, dan kegiatan sosial ekonomi lainnya. Pengembangan ini meliputi jenis sumber daya energi dan kelistrikan. Strategi pengembangan sistem jaringan prasarana energi dan tenaga listrik meliputi upaya untuk: 1. Mengamankan pasokan energi kepada pusat-pusat pemukiman perkotaan dan perdesaan serta kawasan-kawasan strategi nasional lain meliptui industri, pariwisata dan pelabuhan. 2. Mengembangkan jaringan tenaga listrik interkoneksi lintas wilayah termasuk dengan negara tetangga. 3. Mengatasi ketidakseimbangan antara pasokan dan permintaan atas tenaga listrik di Kalimantan baik untuk jangka pendek maupun jangka panjang. 4. Mendorong pemanfaat sumber energi terbarukan seperti biomass dan mikrohidro sebagai alternatif energi konvensional. Sistem kelistrikan Provinsi Kalimantan Timur terdiri atas satu sistem interkoneksi dan beberapa sistem terisolasi. Sistem interkoneksi yang terhubung pada jaringan transmisi 150 kv disebut Sistem Mahakam. Beban puncak di Provinsi Kalimantan Timur sampai dengan bulan Desember 2007 mencapai 209,45 MW. Sampai dengan tahun 2007, penjualan tenaga listrik untuk Provinsi Kalimantan Timur adalah sebesar 1.405,9 GWh dengan komposisi penjualan per 8

9 sektor pelanggan untuk sosial adalah 41,7 GWh (2,97%), rumah tangga adalah 808,2 GWh (57,49%), bisnis 322,7 GWh (22,95%), industri 138,5 GWh (9,85%), dan publik 94,8 GWh (6,74%). Rasio elektrifikasi di Provinsi Kalimantan Timur untuk tahun 2007 mencapai 68,37% dan rasio desa berlistrik mencapai 91,7% Kawasan Budidaya Peruntukan Pertambangan, Mineral, Minyak, dan Gas Bumi Di Provinsi Kalimantan Timur yang kaya akan migas dan bahan mineral terdapat beberapa WKP dan KP migas, batubara, dan emas yang berlokasi pada beberapa kabupaten dan kota. Oleh karena masa eksploitasi bahan mineral umumnya berjangka panjang, maka hingga akhir tahun rencana kawasan pertambangan migas dan mineral lainnya diarahkan pada kawasan yang telah diterbitkan kuasa pertambangannya dan kawasan yang memiliki potensi bahan mineral yang signifikan. Kawasan pertambangan migas di darat (onshore) berlokasi di Mahakam Blok sampai Delta Mahakam dan kawasan lepas pantai (offshore); Kabupaten Kutai Timur; Tarakan; lepas pantai Bunyu dan Blok Ambalat. Kawasan pertambangan batubara berlokasi di Kabupaten Paser, Kutai Barat, Kutai Kartanegara, Kutai Timur, Berau, Bulungan, Nunukan, dan Malinau. Sedang pertambangan emas berlokasi di Kabupaten Paser, Kutai Barat, Kutai Kartanegara, Bulungan, dan Malinau. Berkaitan dengan kawasan pertambangan migas dan mineral lainnya yang pada saatnya akan mengakhiri kegiatannya (mine closure), maka pemanfaatan lahan dan prasarana bekas tambang perlu diakomodasikan dalam perencanaan tata ruang wilayah kabupaten dan kota masingmasing. Untuk kegiatan tambang yang umumnya berskala besar, lahan dan prasarana tambang yang dimiliki juga berskala besar; seperti pembangkit listrik, prasarana pengolahan air bersih, dan jaringan jalan; sehingga pada masa pengakhiran tambang dapat dimanfaatkan untuk kepentingan umum. Kawasan peruntukan pertambangan mineral dan batubara terdapat di wilayah Kabupaten Malinau, Nunukan, Tana Tidung, Bulungan, Berau, Kutai Timur, Kutai Kertanegara, Kutai Barat, Penajam Paser Utara, dan Paser, serta Kota Tarakan, Bontang, Balikpapan dan Samarinda. RTRW Kabupaten Berau Rencana Sistem Jaringan Prasarana Energi Rencana sistem jaringan prasarana energi meliputi energi listrik dan energi lainnya. Dalam rangka pemerataan pembangunan, maka penerangan ke wilayah terisolasi atau wilayah yang belum terjangkau kebutuhan akan listrik harus dilakukan melalui pengembangan jaringan baru. 9

10 Diharapkan jaringan prasarana energi listrik akan mampu memenuhi kebutuhan akan energi listrik di wilayah Kabupaten Berau. Untuk mengoptimalkan pelayanan energi listrik pada masa depan, diperlukan adanya peningkatan pelayanan utamanya pada daerah-daerah yang menjadi pusat pertumbuhan wilayah dan wilayah yang menjadi target pengembangan. Pengembangan pelayanan energi listrik yang dilakukan antara lain : 1. Peningkatan daya energi listrik pada daerah-daerah pusat pertumbuhan dan daerah pengembangan berupa pembangunan dan penambahan gardu-gardu listrik. 2. Penambahan dan perbaikan sistem jaringan listrik pada daerah-daerah yang belum terlayani, utamanya bagi kawasan-kawasan permukiman yang belum memperoleh pelayanan energi listrik yang bersumber dari PLN. 3. Meningkatkan dan mengoptimalkan pelayanan listrik sehingga terjadi pemerataan pelayanan diseluruh wilayah Kabupaten Berau, sehingga dapat diasumsikan bahwa setiap KK akan memperoleh layanan jaringan listrik, sehingga tidak ada masyarakat yang belum terlayani. Dasar Hukum Pengusahaan Tambang Undang-undang No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi sebagaimana telah berubah dengan Putusan Mahkamah Konstitusi No. 002/PUU-I/2003 tanggal 21 Desember 2004 (Pasal 1 ayat 15, 17, 18, 19, 23, 25). Peraturan Pemerintah No. 35 Tahun 2004 tentang Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi sebagaimana telah diubah dengan Peraturan Pemerintah No. 34 Tahun 2005 (Pasal 1 ayat 2, 6, 7, Pasal 103). Keputusan Menteri Pertambangan dan Energi No Tahun 1998 tentang Pelaksanaan Pengembangan Coalbed Methane (CBM). Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral No. 035 Tahun 2008 tentang Tatacara Penetapan dan Penawaran Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi. Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral No. 036 Tahun 2008 tentang Pengusahaan Gas Metana Batubara. 10

11 Undang-Undang Nomor 22 Tahun 2001 Tentang Minyak Dan Gas Bumi Pasal 1 ayat 2 : Gas Metana Batubara (Coalbed Methane) adalah gas bumi (hidrokarbon) dimana gas metana merupakan komponen utamanya yang terjadi secara alamiah dalam proses pembentukan batubara (coalification) dalam kondisi terperangkap dan terserap (terabsorbsi) di dalam batubara dan/atau lapisan batubara. ayat 6 : Kontraktor adalah Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap yang diberikan wewenang untuk melaksanakan Eksplorasi dan Eksploitasi pada suatu Wilayah Kerja berdasarkan Kontrak Kerja Sama dengan Badan Pelaksana. ayat 7 : Data adalah semua fakta, petunjuk, indikasi, dan informasi baik dalam bentuk tulisan (karakter), angka (digital), gambar (analog), media magnetik, dokumen, perconto batuan, fluida, dan bentuk lain yang didapat dari hasil Survei Umum, Eksplorasi dan Eksploitasi Minyak dan Gas Bumi. Pasal 103 : Ketentuan mengenai pengusahaan Gas Metana Batubara termasuk bentuk dan ketentuanketentuan Kontrak Kerja Samanya diatur lebih lanjut dengan Keputusan Menteri Peraturan Menteri Esdm Nomor 36 Tahun 2008 Tentang Pengusahaan Gas Metana Batubara Pasal 3 ayat 1 Pengusahaan Gas Metana Batubara tunduk dan berlaku ketentuan peraturan perundang-undangan di bidang Kegiatan Usaha Minyak dan Gas Bumi. 11

12 BAB 3. ANALISIS KELAYAKAN INVESTASI 3.1. Identifikasi Potensi Batu Bara Sektor pertambangan batubara di Kalimantan diidentifikasi sebagai salah satu kegiatan ekonomi utama yang dapat menopang perekonomian Koridor Ekonomi Kalimantan di saat produktivitas sektor migas menurun. Pada tahun 2010, jumlah batubara yang digunakan untuk kebutuhan dalam negeri adalah sebesar 60 juta ton (18 persen dari total produksi). Sektor kelistrikan merupakan pengguna batubara terbesar di dalam negeri. Berdasarkan data tahun 2011, disamping Sumatera, porsi cadangan batubara di Kalimantan juga merupakan salah satu yang terbesar di Indonesia. Hampir 50 persen dari cadangan batubara nasional terdapat di Kalimantan. Dalam penelitian potensi gas metana batubara di Kalimantan Timur dilakukan analisis terhadap 31 lintasan seismik dan sembilan data sumuran. Dari hasil analisis seismik dan sumuran dapat dipetakan adanya dua siklus pengendapan batubara di lokasi penelitian. Analisis batubara juga dilakukan terhadap enam sample bawah permukaan untuk mengetahui tingkat kematangan dan komposisi maceral. Dari hasil perhitungan Gas In Place didapatkan volume gas pada dua siklus pengendapan batubara di lokasi penelitian sebesar 10.3 TCF di seluruh area penelitian. Pada high prospect area 1 volume gas in place sebesar 5.5 TCF dan High prospect Area 2 volume gas in place sebesar hampir 1 TCF. Tabel 0.1 Potensi Gas Metana Batubara di Provinsi Kalimantan Timur No Wilayah Jumlah 1. Cekungan Tarakan Utara (North Tarakan 17,50 TCF Basin) 2. Berau Basin 8,4 TCF 3. Kutai Basin 80,40 TCF 4. Pasir dan Asem-Asem Basin 3,00 TCF TOTAL KALTIM 109,30 TCF Kandungan CBM di Kutai Basin sudah mulai dimanfaatkan sebagai bahan pembangit tenaga listrik untuk memenuhi kebutuhan listrik rumah tangga. Adapun pengelola blok Kutai Basin dipegang oleh Perusahaan minyak dan gas asing Vico Indonesia. Perusahaan asal Amerika Serikat ini sedang melakukan proses eksplorasi pengangkatan kandungan CBM Blok Kutai Basin. Kandungan CBM Kutai Basin mencapai 84 juta kaki kubik per hari (MMSCFD). Eksploitasi kandungan CBM dilakukan di Balikpapan dan Kutai Kartanegara. 12

13 3.2. Identifikasi Prospek Pemanfaatan Gas Metana batu bara CBM memiliki potensi besar untuk dimanfaatkan sebagai energi primer kelistrikan nasional mengingat PT PLN selalu mengalami kekurangan pasokan gas. Total kebutuhan gas PT PLN setahunnya minimal 770 TBTU, namun hanya terealisasi sekitar 314 TBTU atau 40% saja. Kendala utama dalam pemenuhan gas tersebut adalah sumur-sumur gas di Indonesia telah memiliki pembeli tetap dari luar negeri (seperti Singapura dan Jepang) serta keterbatasan kapasitas infrastruktur terminal LNG maupun pipa gas. Potensi sumber daya CBM yang terkonsentrasi di wilayah Kalimantan Timur dan Selatan selaras dengan rencana perbaikan bauran energi. Produksi listrik di wilayah Indonesia Timur tahun 2011 diperkirakan diperkirakan mengalami peningkatan pasokan listrik di wilayah operasi Indonesia Timur yang sebagian besar portofolio pembangkitnya berbahan bakar minyak. Profil pembangkit PT PLN di sistem kelistrikan Indonesia Timur sebagian besarnya adalah PLTD dengan skala kapasitas 5-50 MW. Komposisi pembangkit BBM di wilayah ini dapat mencapai 68,5%. Sehingga wajar jika BPP listrik per KWh di wilayah Indonesia Timur lebih tinggi dari pada BPP per KWh nasional. Salah satu upaya untuk menurunkan BPP Indonesia Timur dapat dilakukan melalui gasifikasi PLTD. Gasifikasi dilakukan dengan memodifikasi PLTD agar juga dapat menggunakan gas. Potensi penghematan biaya per KWh yang dapat diperoleh PT PLN dapat mencapai Rp1000/KWh dengan asumsi harga gas USD5/MMBTU dan harga pengangkutan BBM dan gas adalah sama. Berdasarkan studi kasus pembangkit listrik berbasis gas metana yang telah dilakukan oleh VICO di cekungan Kutai Basin, penggunaan CBM dapat meminimalkan beban subsidi BBM. Dengan pembangkit listrik solar, PLN harus mengeluarkan uang sebesar Rp per kilowatt per jam (kwh). Sedangkan bila menggunakan CBM, rata-rata hanya membutuhkan Rp per kwh. Dengan kapasistas pembangkit yang masih minim PLTMG dapat menghasilkan daya sebesar 2 MW yang dapat memenuhi energi listrik sekitar kepala keluarga. Coal Bed Methane yang pada dasarnya adalah gas methana sama seperti yang terdapat didalam gas alam, sehingga selain dimanfaatkan untuk menghasilkan listrik juga dapat dimanfaatkan untuk bahan bakar pengganti bahan bakar minyak (BBM), maupun sebagai bahan baku pembuatan berbagai macam produk kimia Analisis Lokasi Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batu Bara Parameter Potensi CBM Terdapat beberapa parameter penting yang perlu dipertimbangkan dalam melakukan penilaian potensi CBM (Sumaatmadja, 2006), diantaranya: 13

14 1. Rank atau tingkat kematangan batubara, yang ditunjukkan dengan nilai vitrinit reflectance (Ro) batubara. Batubara dengan rank menengah Ro 0,55% - 2 % memiliki kapasitas serapan gas metan yang baik 2. Kedalaman lapisan batubara, yang ideal untuk tersimpannya gas metan adalah antara 300 m sampai 1000 meter. Pada kedalaman kurang dari 300 meter, gas metan sangat mudah terlepas ke udara sehingga tidak dapat diharapkan tersimpan pada batubara dengan baik; sedangkan pada kedalaman lebih dari 1000 meter kapasitas serapan batubara akan terganggu oleh temperatur yang tinggi. 3. Tekanan. Makin besar tekanan makin besar kapasitas serapan gas tetapi dengan kecepatan yang makin berkurang sewaktu mendekati batas jenuhnya. 4. Temperatur. Makin tinggi temperatur makin kecil kapasitas serapannya atau mempertinggi desorpsi gasnya. 5. Mineral matter. Makin tinggi kandungan mineral matternya, makin kecil kapasitas serapan gasnya. Kandungan abu dan sulfur termasuk dalam mineral matter. 6. Moisture. Makin tinggi kandungan air dalam batubara maka makin kecil kapasitas serapannya. 7. Komposisi maceral batubara. Liptinite (Type II dari organik matter) yang banyak mengandung hidrogen akan paling banyak menghasilkan gas metana disusul dengan vitrinite (Type III organik matter) Potensi dan Persebaran Sumberdaya CMB Di Kalimantan Timur Pusat Sumber Daya Geologi telah melakukan kajian mengenai potensi batubara bawah permukaan mulai kedalaman 100 meter sampai dengan 500 meter pada beberapa daerah di sisi timur Pulau Kalimantan, mulai dari Cekungan Tarakan di utara sampai dengan Cekungan Barito & Asam-asam di selatan (Fatimah, 2004, 2005, 2006; Susilawati, 2005). Hasil dari kajian ini disajikan pada Tabel Pada tabel tersebut terlihat bahwa sumber daya batubara pada kedalaman meter adalah sebesar 2.883,359 juta ton, suatu angka yang cukup memberikan harapan akan potensi CBM yang cukup besar. 14

15 Tabel 0.2 Potensi Batubara untuk Tambang Dalam di Kalimantan Timur Surayana.Fatimah, Kelompok Program Penelitian Energi Fosil, Pusat Sumber Daya Geologi Potensi gas metana batubara di Kalimantan Timur tersebar di 4 lokasi dengan komposisi CMB terbesar di Kutai Basin yaitu sebesar 73,6 % dari total potensi CBM yang terdapat di Kalimantan Timur. Tabel 0.3 Potensi Gas Metana di Provinsi Kalimantan Timur Tabel 0.4 No Basin Potensi CBM Di Kalimantan Timur menurut Parameter penilaian potensi CBM Coal Bearing Formation Coal Thickness (ft) Coal Rank Ro (%) Depth (ft) Gas Content (ft3/ton) Ash (%) Moist (%) CO2 (%) Area (ml2) Gas in place (tft3) 1 Kutai Balikpapan North Tarakan Tabul Berau Lati Pasir Asamasam Warukin Sumber: ARII,2013 dalam Surayana.Fatimah, Kelompok Program Penelitian Energi Fosil, Pusat Sumber Daya Geologi Berdasarkan tabel potensi CBM, maka dapat diidentifikasi bahwa potensi CBM terbaik terdapat di Kutai Basin dengan simpanan gas paling tinggi diantara seluruh basin di Kalimantan Timur. 15

16 Selain itu Coal Rank Ro menunjukan bahwa Kutai Basin memiliki kualitas mendekati baik. Hal ini terlihat dari nilai Coal rank ro yang mendekati 0,55%. Batubara dengan rank menengah Ro 0,55% - 2 % memiliki kapasitas serapan gas metan yang baik. Di Indonesia, pengusahaan CBM di kuasakan pada beberapa perusahaan. Kalimantan Timur salah satu satu provinsi di Indonesia yang memiliki potensi CBM yang tinggi turut menjadi bagian dalam kawasan yang dikuasakan kepada swasta dalam pengelolaan CBM nya. Adapun Perusahaan yang sudah berjalan saat ini yaitu VISCO di Kutai Bahsin. Total jumlah pengusaha GMB yang beroperasi di Kalimantan Timur sebanyak 13 perusahaan yang tersebar di empat Bahsin. Saat ini baru terdapat 13 perusahaan pengusaha CBM di Kalimantan Timur. Dengan kondisi sumberdaya CBM yang berlimpah serta besarnya peluang pemanfaatannya untuk dijadikan sebagai bahan baku pembangkit listrik, maka sangat besar peliung untuk berinvestasi terutama pada pengusahaan pembangkit listrik berbasis CBM di Kalimantan Timur Analisis peran Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Potensi Gas Metana sebagai salah satu alternatif energi pembangkit listrik memiliki potensi yang sangat tinggi mengingat PT, PLN selalu mengalami kekurangan pasokan gas untuk pembangkit listrik. Total kebutuhan gas PT PLN setahunnya minimal 770 TBTU, namun hanya terealisasi sekitar 314 TBTU atau 40% saja. Gambar 3.1 merupakan proyeksi daya listrik yang dihasilkan dari gas metana batubara tersimpan di masing-masing cekungan, yakni cekungan Tarakan Utara, Kutai, Berau dan Pasir & Asam-asam, dan total di Kalimantan Timur, dengan asumsi sebagaimana disebutkan di atas. Jelaslah bahwa daya yang dibangkitkan semakin besar, maka waktu yang disediakan untuk pemasokan listrik semakin pendek, dan sebaliknya bila daya yang dibangkitkan semakin kecil maka waktu untuk pemasokan listrik semakin lama, dimana hubungan keduanya mengikuti kurva hiperbola. 16

17 DAYA DIPAKAI (MW) UTK 20% DAYA DIPAKAI (MW) UTK 20% KAPASITAS DIPAKAI (MW) UTK 20% DAYA DIPAKAI (MW) UTK 20% KAPASITAS (MW) Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara 30,000 27,000 24,000 21,000 18,000 15,000 12,000 9,000 6,000 3, DURASI (TAHUN) KUTAI TARAKAN UTARA BERAU PASIR & ASAM-ASAM KALTIM KUTAI BASIN NORTH TARAKAN BASIN 25,000 5,000 20,000 4,000 15,000 3,000 10,000 2,000 5,000 1, DURASI (TAHUN) Kutai Basin BERAU BASIN DURASI (TH) North Tarakan Basin PASIR & ASAM-ASAM BASIN 2, , , , DURASI (TH) DURASI (TH) Berau Basin Pasir & Asam-asam Basin Gambar 0.1 Proyeksi Daya Listrik yang Dihasilkan dari Gas Metana Batubara Tersimpan Di Masing-masing Cekungan dan Kalimantan Timur Tipikal daya untuk CBM adalah 2 MW, yang memerlukan energi 0,5 MMSCFD (million standard cubic feet perday). Dengan asumsi energi yang dipakai 20% dan mampu bertahan sampai 75 17

18 tahun, sebagaimana disebutkan di atas, maka suatu pembangkit dengan kapasitas tersebut memerlukan cadangan GMB (CBM) sebesar MMCF. Sehingga dengan asumsi setiap rumah memerlukan daya listrik 900 watt maka dapat memasok sebanyak Adapun secara rinci masing-masing cekungan akan menyuplai jumlah rumah tangga sebagaimana sesuai Tabel 3.8 di bawah. No Tabel 0.5 Konversi Jumlah Potensi CBM Terhadap Jumlah Rumah Tangga yang Dapat Dilayani Cekungan (Basin) Volume (TCF) Jumlah Pembangkit 2 MW) Daya listrik yang dihasilkan (MW) Rumah tangga yang dilayani 1 Tarakan Utara Berau 8, Kutai 80, Pasir & Asam-asam 3, Jumlah 109, Sumber: Hasil Analisis Analisis Keekonomian PLTMG Menggantikan PLTD Pemanfaatan biaya pembangkit listrik bebasis gas metana yang menggantikan pembangkit listrik dengan tenaga solar memiliki prospek yang sangat baik dengan sistem diskon harga jual listrik sebesar 20% dari harga jual listrik dengan tenaga solar. Harga jual listrik /kwh di Kalimantan Timur saat ini yang mencapa 2.600/kWH dan dijual menjadi rupiah. maka diperoleh IRR 26%. Pada level tersebut NPV yang diperoleh mencapai Rp. 48,1 milyar dan B/C rasio sebesar 4,6. Tabel 0.6 Waktu operasi/hari Waktu operasi/tahun Kapasitas Waktu infestasi Waktu produksi Raw Gas Biaya Operasi dan Perawatan Harga produk Hasil Asumsi Keekonomian Pembangkit Listrik ASUMSI 24 jam 365 Hari 1000 kw 5 Tahun 25 Tahun Rp/mmbtu Rp/Tahun Rp/kWh IRR 26% NPV Rp 48,189,807, Benevit Rp 137,407,884, Cost Rp 29,779,116, B/C Ratio Berdasarkan perhitungan sebelumnya, dari VICO Indonesia, total biaya produksi dengan pembangkit gas metana batubara sebesar Rp 1.135,-/kWh. Sementara biaya produksi dengan 18

19 menggunakan solar mencapai Rp 2.600,-/kWh. Pada sisi lain, diperoleh data jumlah dan kapasitas Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD) di Kalimantan Timur berturut-turut sebesar 427 unit dan 394,2 MW. Bila mana PLTD tersebut digantikan dengan pembangkit listrik berbahan gas metana batubara, maka akan diperoleh penghematan sebesar Rp 1.465,-/kWh. Dengan kata lain di seluruh Kalimantan Timur total akan memperoleh penghematan sebesar Rp 5,058,926,280,000,- pertahun atau Rp 13,860,072,000,- perhari Analisis Perkiraan Kebutuhan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Analisis Investasi CBM Total biaya investasi adalah 248,17 Juta US$, dengan pengeluaran terbesar adalah pemboran untuk 370 sumur mencapai Juta US$. Pemboran tersebut dilakukan secara bertahap selama kurun waktu 25 tahun. Sedangkan biaya fasilitas untuk memproduksi gas adalah 92,4 juta US$. Adapun rincian biaya yang dimaksud dapat dilihat pada tabel berikut Tabel 0.7 Estimasi Biaya Investasi Pengusahaan Gas Metana Batubara Jenis Biaya Biaya total Pemboran dan Penyelesaian Sumur , Simulasi Hidrolik , Peralatan Permukaan , Pengujian Sumur , pengujian Laboratorium , Biaya Operasi 12 Bulan , Total biaya Pengeboran 370 sumur ,700, biaya fasilias produksi ,400, Jumlah 248,170, Selain itu terdapat pula biaya operasi yang terdiri dari pemeliharaan sumur yang ada, biaya produksi, unit pemrosesan, penanganan air, dan kompresi. Total biaya operasi adalah 15, 943 juta US$ untuk 25 tahun Analisis Investasi Pembangkit Listrik Perhitungan biaya investasi fasilitas produksi diasumsikan lokasi pembangkit dekat dengan sumur sehingga yang dihitung hanya biaya peralatan utamanya saja. Biaya peralatan tersebut diperoleh dari beberapa sumber Tabel 0.8 Estimasi Biaya Investasi ISBL untuk Pembangkit Microturbine USD Rupiah 1. Engineering design Main process Separator unit

20 Scrubber unit Cooler Unit Compressor Unit Dehydrational plant Unit Microturbine Unit Transmission Total Sedangkan biaya fasilitas yang tercakup dalam komponen selain mesin diantaranya waste water treatment, electrical, linstrument & piping, civil, structure and construction engineering design. Total biaya tersebut adalah US$ atau 3,23 milyar. Tabel berikut menjelaskan secara detil biaya-biaya tersebut. Tabel 0.9 Estimasi Biaya Investasi OSBL untuk Pembangkit Microturbine Komponen non mesin USD Rupiah Utilities Waste Water Treatment Unit Electrical, Instrument Control & Piping Civil, structure & Construction Egineering Design Project management Contingency 2.5% Total ISBL Total (IBL + OBL) Analisis Peluang Pasar Penggunaan Listrik Di Kalimantan Timur Suply Listrik Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Timur dipasok oleh satu sistem interkoneksi melalui jaringan transmisi 150 kv yaitu Sistem Mahakam dan beberapa sistem terisolasi, yaitu Sistem Nunukan, Sanggatta, Petung, Longikis, Bulungan, Tanjung Redep, Bontang, Tanah Grogot, Malinau, Kota Bangun, Melak, Kerang, Muara Komam, Sebatik, Tanjung Selor, Batu Sopang, dan Tanjung Aru. Tabel 0.10 Kondisi Kelistrikan Kalimantan Timur Sistem Pembangkit Listrik Daya mampu Beban puncak Surplus/ defisit Sistem Nunukan kw kw kw Sistem Bunyu kw kw kw Sistem Sangatta kw kw Kw Sistem Interkoneksi 292,62 MW 309,70 MW -17,08 MW Mahakam Sistem Bontang kw kw kw 20

21 Sistem Pembangkit Listrik Daya mampu Beban puncak Surplus/ defisit Sistem Petung kw kw 500 kw Sistem Tanah Grogot kw kw 300 kw Sistem Malinau kw kw 809 kw Sistem Tj. Selor kw kw kw Sistem Melak kw kw 461 kw Sumber: PT. PLN tahun 2013 Dari 10 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Timur, 9 sistem (Sistem Interkoneksi, Nunukan, Bunyu, Sangatta, Bontang, Petung, Tanah Grogot, Malinau, Tanjung Selor, dan Melak) berada dalam kondisi surplus, dan 1 sistem lainnya (Sistem Interkoneksi Mahakam) berada pada kondisi defisit sebesar 17,08 MW. Kondisi yang deficit ini merupakan potensi penerapan CBM untuk listrik yang perlu diprioritaskan Demand Listrik Di Provinsi Kalimantan Timur Hingga Tahun 2011 energi listrik terjual di Kalimantan Timur meningkat menjadi , 12 MWh dari semula ,45 MWh pada tahun Hal ini menunjukan adanya peningkatan kebutuhan listrik total sebesar 58,16% dalam kurun waktu 5 tahun. Tabel 0.11 Banyaknya Tenaga Listrik Terjual Menurut Jenis Pelanggan Tahun 2011 (MWh) Kabupaten/ Kota Rumah Tangga Usaha Industri Umum Jumlah Pasir Kutai Barat Kutai Kartanegara Kutai Timur Berau Malinau Bulungan Nunukan Penajam Paser Utara Tana Tidung Balikpapan , Samarinda Tarakan Bontang Jumlah Sumber: Kalimantan Timur dalam Angka

22 Sumber: Kalimantan Timur dalam Angka 2012 Gambar 0.2 Banyaknya Tenaga Listrik yang Diproduksi dan Terjual Tahun 2011(MWh) Adapun kebutuhan listrik hingga tahun 2022 diperkirakan akan meningkat seiring dengan pertambahan jumlah penduduk dan meningkatnya aktivitas perekonomian. Dengan pertumbuhan rata-rata kebutuhan listrik sebesar 7.96% per tahun diperkirakan hingga tahun 2022 Kalimantan Timur akan membutuhkan listrik sebesar MWh. Tabel 0.12 Proyeksi Kebutuhan Listrik Di Kalimantan Timur Tahun Proyeksi Kebutuhan Listrik (MWh) Pengusahaan Listrik Secara alami, Usaha penyediaan tenaga listrik bersifat padat modal dan padat teknologi. Ditambah dengan ketatnya persaingan untuk mendapatkan energi primer, usaha penyediaan tenaga listrik menjadi lebih beresiko. Berbagai karakter ini menciptakan hambatan alami untuk 22

23 investasi yang kemudian membatasi pelaku usaha di bidang penyediaan tenaga listrik sehingga terjadilah monopoli alamiah (natural monopoly). Partisipasi swasta membangun kelistrikan nasional bukan hal yang baru. UU No. 15/1985 tentang Kelistrikan telah membuka kesempatan bagi pihak swasta untuk membangun pembangkit listrik. Pada kurun waktu , terdapat 25 proyek listrik swasta, beberapa diantaranya bahkan memiliki kontrak penjualan tenaga listrik hingga lebih dari 30 tahun dengan PLN. Pasca krisis ekonomi 1997, partisipasi swasta menurun hingga 2003, dan kembali mengalami kenaikan setelah Usaha penyediaan tenaga listrik oleh swasta yang terintegrasi vertikal pada kawasan tertentu juga sudah ada sejak akhir 1990-an dan masih berlangsung hingga kini (Tumiwa, 2012). Dengan UU Kelistrikan terbaru, peluang usaha yang paling menjanjikan bagi investasi swasta adalah di pembangkitan tenaga listrik. Bisnis pembangkitan menjanjikan tingkat keuntungan yang relatif tinggi, dibandingkan dengan transmisi dan distribusi. Rate of return bisnis pembangkitan tenaga listrik berkisar persen, sedangkan transmisi biasanya 5-6 persen (Tumiwa, 2012). Pada prakteknya pembangkit listrik swasta menjual listriknya kepada PLN melalui kontrak jangka panjang dengan harga yang disepakati kedua belah pihak yang tertuang dalam perjanjian pembelian tenaga listrik (power purchase agreement) atau penjualan energi (energy sales contract), atau konsep sewa (leasing) pembangkit, atau dengan skema kemitraan publik dan swasta, dimana pihak swasta membangun pembangkit listrik, dengan insentif dari pemerintah, yang kemudian listriknya dibeli atau pembangkitnya dioperasikan oleh PLN (Tumiwa, 2012) Analisis kelayakan pembangunan pembangkit listrik berbasis gas metana batubara di Kalimantan Timur Kelayakan Ekonomi Dalam analisis kelayakan ekonomi, agar suatu kegiatan usaha dalam hal ini adalah penyelenggaraan angkutan sungai dikatakan layak, maka ada 3 hal yang harus dipenuhi yang merupakan syarat batas. Syarat-syarat batas tersebut adalah : Net Benefit Cost Ratio (Net B/C) harus lebih besar dari 1 (satu) Net Present Value (NPV) harus lebih besar dari 0 (nol) Financial Internal Rate of Return (FIRR) harus lebih besar dari bunga bank yang berlaku Ketiga syarat batas tersebut harus semuanya dipenuhi, salah satu saja yang tidak terpenuhi, maka suatu kegiatan usaha dapat dikategorikan sebagai tidak layak. 23

24 Perhitungan NPV, Net B/C, dan IRR untuk pembangunan pembangkit listrik berbasis gas metana disajikan dengan perhitungan sesuai dengan ketentuan di atas. Asumsi bunga bank yang berlaku yang digunakan dalam analisis kelayakan finansial ini adalah sebesar 11 %. A. Kajian Ekonomi Pengelolaan Gas Metana Batubara Pada prakteknya, biaya operasional produksi GMB pada tahap awal ternyata sedikit lebih besar dibandingkan dengan biaya operasional produksi gas konvensional. Hal ini terjadi karena proses produksi GMB harus melewati dewatering stage yang lebih lama, sementara tahapan dewatering dalam proses produksi gas konvensional lebih cepat. Biaya eksplorasi satu kepala sumur diperkirakan mencapai US$ berdasarkan standar menurut ESDM, belum termasuk biaya fasilitas produksi permukaan, instalasi penanganan dan pembuangan air. Penghitungan keekonomian pengembangan dilakukan dengan skenario sebagai berikut: 1. Total biaya investasi adalah 248,1 juta US$, dengan pengeluaran terbesar adalah pemboran untuk 370 sumur mencapai 155,77 juta US$. Pemboran tersebut dilakukan bertahap selama 25 tahun. Biaya fasilitas untuk memproduksi gas adalah 92,4 juta US$. 2. Biaya operasi terdiri dari pemeliharaan sumur yang ada, biaya produksi, unit pemrosesan, penanganan air, dan kompresi/ transportasi gas. Total biaya O&M sesuai kebutuhan operasional tersebut adalah 15,94 juta US$ selama 25 tahun. Hasil keekonomian GMB menunjukan bahwa dengan asumsi harga gas adalah 5 US$/MMBTU, dengan rata-rata produksi GMB sebanyak 80 mfc/hari, menghasilkan IRR 20%. Tabel 0.13 Hasil Asumsi Keekonomian Pengusahaan GMB IRR 20% NPV $118,890, Benefit $246,095, Cost $127,205, B/C Berasarkan tabel tersebut, maka diketahui bahwa pengelolaan gas metana batubara layak dijalankan, hal ini ditunjukan oleh nilai benefit cost ratio senilai 1,9. B. Kajian Ekonomi Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Pada bagian hilir pengusahaan GMB akan dibangun fasilitas pembangkit listrik menggunakan mikroturbin yang secara keseluruhan membutuhkan biaya yang sangat mahal. Untuk 24

25 pembangkit skala kecil membutuhkan investasi sebesar 31,97 milyar. Biaya terbesar dari pengadaan fasilitas pembangkit ini yaitu untuk main proses sebesar 25,22 milyar. Dari informasi harga hulu GMB, biaya investasi pengembangan pembangkit listrik skala kecil GMB dan beberapa parameter keekonomian yang didasarkan dari Rule of Thumb seperti asumsi biaya O&M. Maka keseluruhan informasi tersebut diolah untuk mendapatkan informasi harga listik per kwh. Perhitungan keekonomian dengan harga beli gas hulu sebesar 5 US$ dan umur proyek 25 tahun memberikan hasil dengan harga jual listrik sebesar Rp ,- sesuai permen 04 Tahun 2012, maka diperoleh IRR 18%. Pada level tersebut NPV yang diperoleh mencapai Rp. 17,7 milyar dan B/C rasio sebesar 2,81. Tabel 0.14 Waktu operasi/hari Waktu operasi/tahun Kapasitas Waktu infestasi Waktu produksi Raw Gas Biaya Operasi dan Perawatan Harga produk Hasil Asumsi Keekonomian Pembangkit Listrik ASUMSI 24 jam 360 Hari 1000 kw 5 Tahun 25 Tahun Rp/mmbtu Rp/Tahun Rp/kWh IRR 18% NPV Rp 17,730,812, Benevit Rp 83,728,728, Cost Rp 29,779,116, B/C Ratio Kelayakan Lingkungan Proses pengeboran untuk memperoleh gas metana dilakukan dengan metode fracking, yaitu mengeluarkan seluruh kandungan air sampai habis untuk kemudian diambil CMB nya. Semakin sedikit air yang keluar, semakin banyak CMB yang didapat. Proses fracking ini memicu beragam lingkungan. Sumur-sumur yang dibor secara tidak benar atau casing yang rusak dapat mengeluarkan cairan fracking, bahan kimia di dalamnya, atau gas metana ke lapisan batuan atau pasir tempat air mengalir (aquifer) terdekat dan sumur air (Aprilianto, 2013). Tantangan lingkungan yang lebih besar terpusat pada keamanan pembuangan miliaran galon limbah cairan fracking yang diproduksi di sumur gas alam setiap tahunnya. Dari lima sampai sepuluh juta galon air yang digunakan dalam pekerjaan fracking ini, sekitar 20 persen akan 25

26 mengalir kembali ke permukaan. Aliran balik (flowback) ini mengandung campuran bahan kimia fracking serta mineral, logam berat, dan gas radon radioaktif yang terlarut dari formasi batuan (Aprilianto, 2013). Kandungan kimia limbah air dari proses produksi CBM (produced water) masing-masing sumur berbeda sehingga cara pengolahan limbahnyapun akan disesuaikan sesuai kebutuhan. Contoh pengolahan limbah dari Warrior Basin dapat dilihat pada Gambar Gambar 0.3 Diagram Alir Pengolahan Air Produksi CBM Proses utama dalam pengolahan air limbah produksi CBM adalah proses aerasi dan pengendapan. Proses aerasi akan mengoksidasi besi dan mangan yang terkandung dalam air sehingga kedua senyawa tersebut akan mudah mengendap. Proses aerasi juga akan menghilangkan volatile matter dan BOD akan berkurang sampai dengan 90%. 26

27 BAB 4 KESIMPULAN 4.1 Kesimpulan 1. Berdasarkan penelitian, potensi CBM di Kalimantan Timur memiliki potensi CBM yang tinggi, dengan potensi kandungan CBM tertinggi berada di Kutai Bahsin. 2. Potensi CBM yang terkonsentrasi di Kalimantan Timur selaras dengan prospek pengembangannya sebagai energi terbarukan yang dapat mensubstitusi kekurangan bahan bakar akan pembangkit tenaga listrik. Rencana perbaikan bauran energi listrik di Kalimantan Timur serta perkiraa peningkatan kebutuhan listrik merupakan prospek bagi pengembangan pembangkit energi berbasis GMB. 3. Pembangkit listrik berbasis gas metana mampu menggantikan PLTD yang telah beroperasi dengan keuntungan ekonomi yang cukup signifikan. Dengan IRR sebesar 26%, pembangkit listrik berbasis gas metana mampu menghemat biaya listrik sebesar Rp ,- per hari. 4. Berdasarkan jumlah dan kapasitas serapan, Kutai Bahsin memiliki potensi CBM paling banyak dengan kapasitas serapan paling baik, sehingga lokasi pembangunan pembangkit listrik paling optimal berada pada kawasan cekungan ini. Selain itu, Berau Bahsin dapat dijadikan sebagai alternatif lain bagi lokasi pengembangan pembangkit listrik berbasis CBM. 5. Dengan jumlah potensi CBM di kalimantan timur sebanyak 80,4 TCF dapat dibangun 1597 pembangkit listrik. Dengan daya yang dihasilkan dari pembangkit listrik tersebut mampu melayani rumah tangga. 6. Total biaya investasi pengembangan gas metana mencapai 248,17 juta US$ sedangkan total biaya investasi pembangunan pembangkit listrik mencapai Rp. 28 milyar mencakup komponen biaya mesin, bahan baku dan jaringan transmisi. 7. Demand kebutuhan listrik di Kalimantan Timur mengalami peningkatan yang signifikan setiap tahun. Diperkirakan pada tahun 2020 kalimantan Timur akan mengalami kekurangan daya sebesar 169,73 MW. Hingga tahun 2010 kondisi listrik di Kalimantan Timur berada pada kondisi defisit sebesar 2,93 MW meskipun kondisinya kian membaik pada tahun Berdasarkan analisis kelayakan ekonomi, pengembangan keekonomian gas metana layak dikembangkan, hal ini ditunjukan dengan nilai B/C ratio sebesar 2,1 dan IRR sebesar 19%. 27

28 9. Keusahaan pembangkit listrik berbasis gas metana layak dilakukan. Dengan harga jual Rp diperoleh IRR 19%. Pada level tersebut NPV yang diperoleh mencapai Rp. 3,06 milyar dan B/C rasio sebesar 3, Rekomendasi 1. Pembangunan pembangkit listrik berbasis gas metana dilakukan dengan pertimbangan mesin yang dipakai menggunakan tipe gas turbin. Hal ini dikarenakan biaya produksi lebih murah serta memiliki nilai efisiensi yang sukup baik. 2. Perlu dilakukan studi analisis dampak lingkungan lebih lanjut terhadap pembangunan pembangkit listrik berbasis gas metana. 28