PROSPEK PEMANFAATAN BAHAN BAKAR BATUBARA CAIR (BBBC) UNTUK MENDUKUNG DIVERSIFIKASI ENERGI

Transkripsi

1 PROSPEK PEMANFAATAN BAHAN BAKAR BATUBARA CAIR (BBBC) UNTUK MENDUKUNG DIVERSIFIKASI ENERGI Irawan Rahardjo Pusat Teknologi Konversi dan Konservasi Energi BPP Gedung II Lantai 20 Jl MH Thamrin 8 Jakarta Abstract A study of energy diversification in Indonesia and the how role of coal liquefaction if implemented w conducted. Liquified brown coal fuel (LBCF) is a potential alternative energy for substituting crude oil, which is processed to produce synthetic fuel from coal. In addition, the government policy on reducing oil dependency makes the liquified brown coal fuel an option which must be realized soon. This paper reveals that LBCF is very prospective in order to support energy diversification program. In 2014 LBCF from Berau plant would substitute Balikpapan oil refinery throughput as much as 20% or about PJ. It increases to 42.5% or PJ in LPG produced as side product of liquefaction plant could be used to support LPG supplied by LPG plant Aral and Badak and Balikpapan oil refinery. The amount of the substitution is increasing up to 56% in 2018, or at a rate of 19.52% per year. Kata kunci: coal liquefaction, diversification, liquid petroleum gas 1. PENDAHULUAN Kebutuhan energi di Indonesia terutama minyak bumi dari tahun ke tahun semakin meningkat seiring dengan pertumbuhan ekonomi dan penduduk. Data statistik energi tahun 2004 menunjukkan bahwa pangsa minyak bumi terhadap energi mix Indonesia adalah 52,5% atau 433,03 juta setara barrel minyak (SBM). Sedangkan untuk energi final pangsa Bahan Bakar Minyak (BBM) sekitar 68,1% atau 365,37 juta SBM. Produksi minyak bumi pada tahun yang sama hanya 1,094 juta barel per hari menjadikan Indonesia menjadi negara net oil importer. Cadangan minyak bumi Indonesia pada akhir tahun 2004 sekitar 8,5 milyar barel. Dari jumlah tersebut 4,3 milyar barel merupakan cadangan terbukti. Dengan tingkat produksi yang sama dan bila tidak ditemukan lagi cadangan baru, minyak bumi Indonesia akan habis dalam waktu 10 tahun lagi. Angka-angka tersebut menunjukkan bahwa situasi energi Indonesia terutama minyak bumi tidak begitu menggembirakan. Harga minyak mentah yang akhir-akhir ini sangat tinggi membuat beban subsidi yang harus ditanggung pemerintah semakin berat. Untuk mengurangi beban subsidi dan ketergantungan terhadap minyak, pemerintah telah menetapkan kebijakan harga BBM yang disesuaikan dengan pasar dan keekonomiannya secara bertahap dibarengi dengan usaha-usaha diversifikasi energi. Selama ini program diversifikasi energi tidak begitu berhasil karena BBM yang mendapat subsidi sangat besar. Salah satu usaha diversifikasi energi yang potensial adalah pencairan batubara muda. Selain itu Perpres No. 5 Tahun 2006 yang baru saja diterbitkan juga menyebutkan bahwa peranan Bahan Bakar Batubara Cair (BBBC) dari energi mix optiomal pada tahun 2025 adalah lebih dari 2%. Potensi batubara kualitas rendah atau lignit Indonesia sangat besar. Hampir 58,6% dari cadangan batubara yang bisa ditambang sebesar 5,9 milyar ton adalah batubara kualitas rendah. Pencairan batubara kualitas rendah diperoleh dari transformasi energi dari bentuk batubara padat menjadi cair, baik secara langsung (direct liquefaction) maupun melalui gasifikasi dengan hasil berupa raw coal oil atau synthetic crude oil dan selanjutnya disebut BBBC. BBBC ini kemudian diproses di kilang hingga menjadi BBM. Batubara kualitas rendah tidak dapat diekspor tanpa melalui proses peningkatan kualitas, karena selain kualitasnya rendah juga cepat terbakar dengan sendirinya (self combustion) setelah diangkat ke permukaan tanah. Oleh karena itu, dengan proses pencairan batubara pemanfaatan batubara kualitas rendah Prospek Pemanfaatan Bahan Bakar... (Irawan Rahardjo) 35

2 dapat ditingkatkan, namun agar dapat dimanfaatkan di dalam negeri, kelayakan secara tekno-ekonomi dari proses pencairan batubara perlu dianalisis. 2. METODOLOGI Salah satu pendekatan yang dilakukan dalam menganalisis prospek pemanfaatan BBBC untuk mendukung diversifikasi energi adalah dengan menggunakan model energi MARKAL (Market Allocation). Model MARKAL adalah suatu model optimasi suplai yang berbasis teknologi dan lingkungan untuk memenuhi kebutuhan energi jangka panjang suatu wilayah. Dengan input kebutuhan energi yang dihitung diluar (exogenous), akan dipilih aliran suplai energi yang memberikan total biaya sistem energi yang paling kecil (least cost optimization) dengan suatu fungsi obyektif (objective function) yang ditentukan. Adapun fungsi obyektif MARKAL adalah jumlah nilai diskonto sekarang dari biaya tahunan aliran energi yang muncul tiap tahun untuk semua wilayah selama jangka waktu tertentu. Fungsi obyektif tersebut diberikan oleh persamaan NPV R tnper r1 t1 (1 d) NYRS(1 t) ANNCOST ( r, t) NYRS 1 (1 d) (1 d)... (1 d).(1) dengan: NPV adalah nilai sekarang (net present value) dari total biaya energi untuk semua wilayah, ANNCOST(r,t) adalah biaya tahunan pada wilayah r untuk periode t, d adalah nilai diskonto (discount rate), NPER jumlah periode dalam waktu yang direncanakan, NYRS jumlah tahun tiap periode t, R jumlah wilayah. Biaya tahunan ANNCOST(r,t) adalah jumlah biaya yang muncul dari semua teknologi k, semua kebutuhan energi d, semua polutan p, dan semua input bahan bakar f dari investasi pertahun (Invcost), biaya operasi tahunan baik biaya tetap maupun variabel (Fixom dan Varom), biaya pengiriman bahan bakar (Delivcost), biaya tambang (Mining) dan impor (Import), dikurangi pendapatan dari ekspor (Export), ditambah pajak emisi (Tax) dan biaya rugi-rugi kebutuhan (DemandLoss). Secara matematis, biaya ini ditunjukkan pada persamaan berikut:...(2) Model MARKAL dimanfaatkan dalam kajian ini untuk mendapatkan strategi penyediaan energi yang optimal dengan memperhatikan pertumbuhan ekonomi dan kebutuhan energi di semua sektor, serta mempertimbangkan kendala-kendala tekno-ekonomi terhadap pilihan sumber energi (source), teknologi proses atau konversi energi, dan teknologi pemanfaatan akhir (end-use demand technology). Dari hal tersebut, akan dilihat prospek dari teknologi proses pencairan batubara muda dibandingkan dengan teknologi penyedia sumber energi lainnya baik secara teknis maupun ekonominya guna memenuhi kebutuhan energi jangka panjang. Proyeksi kebutuhan energi dihitung dengan menggunakan model MAED (Model for Analysis of Energy Demand). Model MAED adalah model kebutuhan energi yang berbasis pada pendekatan skenario yang terkait dengan evolusi sosial dan ekonomi suatu negara dengan menggabungkan isu-isu kebijakan pembangunan nasional seperti, pertumbuhan ekonomi, modifikasi struktur ekonomi, evolusi demografi, perbaikan taraf hidup (perumahan, kepemilikan mobil, mobilitas, dan elektrifikasi), serta kemajuan teknologi (intensitas energi, efisiensi). Persamaan generik yang digunakan dalam perhitungan kebutuhan energi dalam model MAED ditunjukkan pada Persamaan 3. ED t dengan: ED DF t0 ImpR DF t t.(3) ED t adalah kebutuhan energi pada tahun ke t [ED/DF] t=0 adalah intensitas energi pada tahun dasar ImpR t adalah koefisien pertumbuhan intensitas energi DF t adalah faktor penggerak pada tahun ke t, parameter yang mempengaruhi kebutuhan energi menurut sektor (kontribusi GDP, aktivitas 36 Jurnal Energi dan Lingkungan Vol. 4, No. 1, Juni 2008 Hlm

3 Final Energi Demand (PJ/a) transportasi, ton-km, penumpang-km, jumlah rumah tangga, dan lain-lain). 3. PRAKIRAAN KEBUTUHAN ENERGI Prakiraan kebutuhan energi final Indonesia dibedakan menjadi empat sektor yaitu sektor industri, residential, services, dan transport, sedangkan untuk kebutuhan energi di sektor industri dan residential dibedakan menjadi kebutuhan energi final dan kebutuhan energi useful. Total konsumsi energi di Indonesia setiap tahunnya meningkat dari 376,09 juta SBM pada tahun 1998 menjadi 489,01 juta SBM dengan pangsa pemakaian BBM tertinggi selama periode tersebut. Perkembangan konsumsi energi final per jenis energi di Indonesia dari tahun 1998 sampai dengan tahun 2003 ditunjukkan pada Error! Reference source not found.1. Tabel 1. Perkembangan Konsumsi Energi Final per Jenis Energi (Juta SBM) BBM 278,80 299,27 321,25 319,99 317,76 329,82 365,37 Gas bumi 33,93 33,81 36,99 38,60 46,05 63,82 60,52 Batubara 16,44 17,20 22,30 36,72 29,72 31,13 36,05 Listrik 40,03 43,76 49,61 51,55 52,06 55,48 61,40 LPG 6,89 7,46 8,27 8,29 8,75 8,77 9,18 Total 376,09 401,50 438,41 455,14 454,34 489,01 532,52 Sumber: Statistik LPE Selama kurun waktu tersebut, sektor industri merupakan sektor pengguna energi terbesar. Perkembangan konsumsi energi final per sektor pengguna di Indonesia pada kurun waktu yang sama ditunjukkan pada Error! Reference source not found.l 2. Tabel 2. Perkembangan Konsumsi Energi Final per Sektor (Juta SBM) Industri 136,61 145,95 159,76 176,21 187,38 188,15 Rumah Tangga & Komersial 91,89 103,81 118,30 113,73 110,36 114,97 Transportasi 149,59 151,73 160,87 165,24 164,05 185,90 Total 376,09 401,50 438,93 455,18 461,80 489,01 Sumber: Statistik LPE Pada tahun 2003 besarnya konsumsi energi final di sektor industri mencapai sebesar ribu SBM kemudian disusul sektor transportasi sebesar ribu SBM dan sektor rumah tangga sebesar ribu SBM. Dari proyeksi kebutuhan energi yang dihasilkan model MAED menunjukkan bahwa pada tahun 2003 sektor industri di Indonesia (non listrik) adalah sektor yang banyak mengkonsumsi energi dengan pangsa sekitar 41%. Besarnya konsumsi energi di sektor industri disebabkan di sektor ini energi bukan hanya dipakai sebagai bahan bakar tetapi juga dimanfaatkan sebagai bahan baku. Setelah itu disusul oleh sektor transportasi dan rumah tangga. Sektor transportasi merupakan sektor penunjang dari semua kegiatan, dengan semakin meningkatnya kegiatan ekonomi dan pertambahan penduduk akan meningkatkan kebutuhan energi di sektor transportasi dan sektor rumah tangga. Grafik 1 menunjukkan kebutuhan energi final di Indonesia per sektor dari tahun 2003 sampai dengan Non Listrik Pertanian Non Listrik Industri Non Listrik Jasa Non Listrik R. Tangga Listrik untuk non R. Tangga Non Listrik Konstruksi Non Listrik Pertambangan Non Listrik Transportasi Listrik untuk R. Tangga Grafik 1. Kebutuhan Energi Final di Indonesia Menurut Sektor (PJ/a) 4. KELAYAKAN PENCAIRAN BATUBARA MUDA Kelayakan dari jenis batubara yang akan digunakan sebagai bahan baku serta lokasi kilang pencairan batubara muda perlu dikaji. Hasil kajian dari studi kelayakan yang berupa biaya investasi, biaya produksi, kapasitas, dan harga maupun asumsi lainya akan digunakan sebagai input dari model optimasi MARKAL. Melalui sejumlah percobaan pada batubara Indonesia ditemukan bahwa batubara Banko di Sumatra Selatan dan batubara Berau di Kalimantan Timur mempunyai karakteristik pencairan yang sangat baik. Meskipun demikian batubara Berau mempunyai prospek yang lebih baik dari batubara Banko. Lokasi endapan batubara Banko yang terdapat di wilayah Tanjung Enim, Sumatra Selatan berjarak 140 km sebelah barat daya Palembang lokasinya berada di daerah daratan (inland location) sehingga jauh dari pantai. Mengingat lokasi yang jauh dari Prospek Pemanfaatan Bahan Bakar... (Irawan Rahardjo) 37

4 pantai menyebabkan pada waktu konstruksi, peralatan berat dan besar dan fasilitas lainnya harus diangkut dari pantai ke lokasi plant. Begitu pula dengan minyak hasil produksi harus di bawa dengan menggunakan sistem jalur pipa yang khusus dibangun dari plant ke terminal pengapalan dan hal tersebut yang menyebabkan tidak ekonomis (BPPT-NEDO 2002). Lokasi endapan batubara muda Kalimantan berada dekat pantai (coastal location) sehingga memiliki kelebihan dibandingkan dengan yang jauh dari pantai. Berdasarkan hal ini, pada tahun 2002 NEDO dan BPPT melakukan studi kelayakan plant pencairan batubara muda di Kalimantan. Lokasi endapan batubara muda yang dievaluasi pada studi kelayakan tersebut adalah Mulia yang dikelola oleh PT. Arutmin Indonesia, Wara yang dikelola oleh PT. Adaro Indonesia (kedua lokasi ini terletak di Kalimantan Selatan), Kideco yang dikelola oleh PT. Kideco Jaya Agung, dan Berau yang dikelola oleh PT. Berau Coal (kedua lokasi tersebut terakhir terletak di Kalimantan Timur). Batubara di keempat lokasi ini memiliki karakteristik yang sesuai untuk digunakan sebagai bahan baku pencairan batubara, namun apabila ditinjau dari lokasinya, endapan batubara Wara dan Kideco agak lebih masuk kedaratan dibandingkan dengan batubara Mulia dan Berau, sehingga hanya batubara Berau yang dipertimbangkan untuk digunakan sebagai bahan baku pencairan batubara (BPPT-NEDO 2003). Batubara Berau ditambang dengan 3 lubang penambangan (pit) yaitu Lati, Binungan dan Sambarata. Diantara ketiga pit tersebut, Lati dipilih untuk lebih diteliti pada studi kelayakan pencairan batubara, karena lokasi Lati paling dekat dengan pantai sehingga Lati memiliki kelebihan dalam pembangunan plant dan juga transportasi BBBC. Lokasi endapan batubara di wilayah Berau yang dikelola oleh PT. Berau Coal ditunjukkan pada Gambar 1, sedangkan lokasi plant pencairan batubara dan terminal pengapalan ditunjukkan pada Gambar 2. Gambar 1. Lokasi Endapan Batubara di Wilayah Berau (Sumber: BPPT NEDO, 2003) Gambar 2. Tata Letak Plant Pencairan Batubara Berau Tingkat kandungan air (moisture) batubara Mulia sama dengan batubara Banko tetapi kandungan abu batubara Mulia lebih rendah, hal ini dapat memberi pengaruh pada kestabilan operasi plant. Dilain pihak, kandungan air dan abu batubara Berau lebih rendah dari batubara Banko, sehingga bukan hanya batubara Banko yang memiliki karakteristik yang cukup baik sebagai bahan baku untuk plant pencairan batubara, namun juga batubara Berau dengan nilai kalor sebesar kcal/kg (adb). Pemanfaatan batubara Berau ditunjang oleh PT. Berau Indonesia yang memiliki potensi untuk mensuplai batubara dengan kandungan sulfur yang tinggi. Sulfur bertindak sebagai sub-katalis pada reaksi pencairan batubara dan pada tingkat ini kandungan sulfur tidak menimbulkan efek yang tidak diinginkan pada fasilitas plant pencairan batubara, sehingga dapat dianggap tidak ada pengaruh negatif dalam menggunakan batubara ini sebagai bahan baku plant pencairan batubara. Perbandingan analisis proximate dan ultimate dari batubara Mulia, Berau, dan Banko yang digunakan pada proses pencairan dan gasifikasi ditunjukkan pada Tabel 3. Perbandingan harga batubara dari batubara Mulia, Berau, dan Banko yang digunakan pada proses pencairan batubara per kapasitas plant ditunjukkan pada Tabel 4. Tabel 3. Karakteristik Batubara Berau Ultimate Proximate Analysis Analysis Moisture Ash C H N S O (% (% (% (% (% (%wb) (%db) daf) daf) daf) daf) daf) Batubara Mulia Batubara Berau Batubara Banko 1) Batubara Banko 2) Sumber: BPPT-NEDO (2003) Keterangan: 1) untuk liquefaction, 2). untuk hydrogen generation by gasification dan boiler fuel 38 Jurnal Energi dan Lingkungan Vol. 4, No. 1, Juni 2008 Hlm

5 Tabel 4. Perbandingan Harga Batubara Berau Per Kapasitas Plant 3,000 t/d 6,000 t/d 12,000 t/d plant case plant case plant case Batubara Mulia 13$/t (raw 13$/t (raw 12$/t (raw (PT. Arutmin) (21.1$/t-daf) (21.1$/t-daf) (19.4$/t-daf) Batubara Berau 12$/t (raw 11$/t (raw 11$/t (raw (PT. Berau) (17.3$/t-daf) (15.9$/t-daf) (15.9$/t-daf) Batubara Banko 13$/t (raw 12$/t (raw (PTBA) (21.7$/t-daf) (20.5$/t-daf) Sumber: BPPT NEDO (2003) Dari Tabel 4 dapat dilihat bahwa harga batubara Berau adalah berkisar US$/t (raw coal) dan batubara Mulia berkisar US$/t (raw coal). Harga batubara Mulia dapat dikatakan sama dengan harga batubara Banko, tetapi harga batubara Berau lebih rendah % dari pada harga batubara Banko. Dalam studi kelayakan tersebut, diambil 3 kasus, berdasarkan kapasitas train yaitu 1, 2 dan 5 train dengan setiap train sebesar ton/hari yang berarti besar kapasitasnya 6.000, , dan ton/hari. Asumsi-asumsi yang digunakan dalam studi ekonomi dari kelayakan pencairan batubara Berau yang berhubungan dengan kapasitas plant, sumber hidrogen dan produksi BBBC ditunjukkan pada Tabel 5. Sedangkan biaya konstruksi dari plant pencairan batubara Berau dengan kapasitas 6.000, , dan ton/hari ditunjukkan pada Tabel 6. Tabel 5. Asumsi-asumsi dalam Studi Ekonomi Batubara Berau Kapasitas ton/hari ton/hari ton/hari Sumber Hidrogen Improved BCL Process Gasifikasi Batubara (HYCOL Process) Produksi barel/hari barel/hari barel/hari Pembangunan Plant 4 tahun 4 tahun 4 tahun Periode Operasi 25 tahun 25 tahun 25 tahun Hari Operasi 310 hari/tahun 310 hari/tahun 310 hari/tahun Tabel 6. Biaya Konstruksi Plant Pencairan Batubara Berau Kapasitas Plant Pencairan Batubara Biaya Konstruksi (US$/barel hari) Biaya Konstruksi (MMUS$) ton/hari 59, , ton/hari 50, , ton/hari 44, ,3 Sumber: BPPT-NEDO (2002) 5. HASIL KAJIAN PEMANFAATAN BAHAN BAKAR BATUBARA CAIR Selain proyeksi kebutuhan energi final, data-data teknis ekonomi dari teknologi konversi dan proses, termasuk dalam hal ini teknologi pencairan batubara muda, dan data-data parameter ekonomi, optimasi suplai energi dengan model MARKAL memerlukan beberapa asumsi yang perlu diambil terutama yang terkait dengan teknologi pencairan batubara muda, antara lain: Discount Rate sebesar 10%; Jangka waktu kajian antara tahun 2003 s.d. 2025; Harga minyak bumi spot tahun sebesar 28 US $/barrel dan mulai tahun 2005 sebesar 40 US$/barrel; Harga batubara internasional tahun sebesar 29 US $/ton dan mulai tahun 2005 sebesar 40 US$/ton; Pola pasokan dan distribusi BBM dan gas sesuai dengan Pertamina dan PGN; Impor dan ekspor BBM tidak dibatasi; Kebutuhan energi semua sektor berdasarkan model MAED. Hasil BBBC kilang Berau hanya disuplai ke kilang minyak Balikpapan. Hasil run dari model optimasi MARKAL menunjukkan bahwa bahan bakar batubara cair belum kompetitif jika harga minyak mentah spot masih dibawah US$ 40 per barrel. Tingginya biaya investasi plant pencairan batubara muda Berau merupakan hal yang membuat substitusi bahan bakar batubara cair pada minyak mentah input kilang minyak Balikpapan belum dapat dipertimbangkan. Dengan dilaksanakannya target mulai beroperasinya plant pencairan batubara pada tahun 2014 dengan kapasitas 57,99 PJ/tahun, kemudian meningkat menjadi 115,97 PJ/tahun pada tahun 2017, dan meningkat menjadi 173,96 PJ/tahun pada tahun 2020 sesuai dengan Blueprint Pengelolaan Energi Nasional , diperkirakan penggunaan BBBC dapat mengurangi volume minyak bumi input kilang Balikpapan. Besarnya subsitusi BBBC terhadap minyak bumi input kilang Balikpapan ditunjukkan pada Grafik 2. Selain menghasilkan bahan bakar batubara cair, plant pencairan batubara juga menghasilkan LPG dan LPG yang dihasilkan dapat mensubtitusi suplai LPG yang berasal dari kilang minyak Balikpapan, LPG plant Arar, dan LPG plant Badak. Besarnya prosentasi substitusi LPG dari plant pencairan batubara ditunjukkan pada Grafik 3. Prospek Pemanfaatan Bahan Bakar... (Irawan Rahardjo) 39

6 Substitusi LPG (%) Substitusi BBBC pada minyak mentah (%) Tahun Grafik 2. Prakiraan Prosentase Substitusi BBBC terhadap Minyak Bumi Input Kilang Balikpapan Tahun Grafik 3. Substitusi LPG dari Plant Pencairan Batubara Dengan adanya subsitusi LPG dari plant pencairan batubara Berau sebesar 27,74% pada tahun 2014 ke wilayah-wilayah yang semula disuplai oleh Kilang Balikpapan, LPG plant Arar, dan LPG plant Badak mengakibatkan besarnya ekspor LPG menjadi meningkat. Besarnya prosentasi substitusi LPG ini hingga tahun 2018, terus meningkat dengan laju pertumbuhan ratarata sebesar 19.52% per tahun. Peningkatan prosentasi substitusi LPG dari plant pencairan batubara pada tahun 2014 sampai dengan 2018, selain disebabkan dari beralihnya suplai LPG dari LPG plant Arar ke LPG yang dihasilkan dari plant pencairan batubara Berau dengan alasan lokasi LPG plant Arar yang jauh (di Papua), juga adanya subsitusi suplai LPG plant Badak pada yang dimulai pada tahun Setelah tahun 2018 prosentasi substitusi LPG dari plant pencairan batubara akan menurun, disebabkan adanya penurunan produksii LPG dari Kilang Balikpapan, LPG plant Arar, dan LPG Badak, sedangkan ekspor LPG meningkat. 6. KESIMPULAN Dari hasil-hasil kajian di atas, bisa disimpulkan bahwa prospek pemanfaatan bahan bakar batubara cair sangat baik. Hal ini ditunjukkan oleh kemampuan BBBC dari plant pencairan batubara Berau yang direncanakan untuk mensubstitusi minyak mentah pada kilang Balikpapan. Pada tahun 2014 BBBC bisa menggantikan minyak mentah input kilang Balikpapan sebesar 20% atau sekitar57,99 PJ/tahun, yang kemudian naik menjadi 42,5% atau sekitar 173,96 PJ/tahun pada LPG yang dihasilkan oleh plant pencairan batubara dapat mensubtitusi suplai LPG yang berasal dari kilang minyak Balikpapan, LPG plant Arar, dan LPG plant Badak. Besarnya prosentasi substitusi LPG hingga tahun 2018, terus meningkat hingga 56%, atau dengan laju pertumbuhan rata-rata sebesar 19.52% per tahun. DAFTAR PUSTAKA BPPT-NEDO Feasibility Study on Direct Liquefaction on Banko Coal in Indonesia, March BPPT-NEDO, Study on Direct Liquefaction in Indonesia (Coastal Location Study), March 2003 BPPT, Perencanaan Energi Jangka Panjang Dengan Mempertimbangkan Pemanfaatan Bio Fuel, Bahan Bakar Batubara Cair, PLTU Batubara Skala Kecil, dan PLTN, Laporan Akhir Proyek, Tim Perencanaan Energi BPPT, Desember 2005 Direktorat Jendral Listrik dan Pemanfaata Energi (DJLPE), Statistik Ketenagalistrikan dan Energi, Edisi No. 17., Nopember Loulou, R., Goldstein, G., and Noble, K., 2004 Documentation for the MARKAL Family of Models, Energy Technology Systems Analysis Programme (ETSAP), October 2004 Santosa, J. dan Yudiartono, Analisis Kebutuhan Energi Nasional Jangka Panjang di Indonesia, di dalam, Publikasi Ilmiah P3TKKE-BPPT, Januari Jurnal Energi dan Lingkungan Vol. 4, No. 1, Juni 2008 Hlm