Buku Investasi ESDM Indonesia FINAL

Peluang Pel uang Investasi

Sektor ESDM

KEMENTERIAN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL 2011

Buku

Peluang Investasi Sektor ESDM

Dilarang mengutip, memperbanyak dan menterjemahkan sebagian atau seluruh isi buku tanpa izin tertulis dari Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral

2


Sambutan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral

SAMBUTAN MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL

Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral yang mengelola komoditas minyak dan gas bumi, batubara dan mineral memiliki peran penting dalam pembangunan dan perekonomian nasional, yaitu antara lain sebagai penjamin sumber pasokan energi dan bahan baku bagi pengembangan industri dalam negeri, dan menjadi sumber penerimaan Negara. Pengembangan sektor ini tidak saja membutuhkan metode pengelolaan yang tepat, tetapi juga memerlukan modal yang besar untuk memperoleh hasil yang maksimal. Sebagai negara yang dianugerahi sumber kekayaan alam yang melimpah, Indon esia mempunyai potensi besar menjadi tujuan investasi yang menarik bagi calon investor. Informasi mengenai kondisi sektor Energi dan Sum ber Daya Mineral di Indonesia seperti potensi sumber daya energi dan mineral, peraturan perundang-undangan yang mendukung dan situasi yang kondusif dalam berusaha, sangat dibutuhkan bagi para investor untuk menanamkan modalnya di Indonesia. Oleh karena itu, Buku Peluang Investasi Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral in i saya anggap penting sebagai panduan awal bagi para calon investor untuk berusaha di sektor Energi dan Sumber Daya Mineral. Buku ini menyajikan secara lengkap peluang investasi sektor Energi dan Sumber Daya Mineral di Indonesia, termasuk data penting yang digambarkan dalam tabel-tabel guna memudahkan investor. Akhirnya, semoga Buku Peluang Investasi Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral ini dapat memberikan informasi yang jelas bagi para calon investor dan menjadi langkah awal dalam usaha pengembangan industri di sektor Energi dan Sumber Daya Mineral.

Jakarta, April 2011 Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral

Dr.. Darwin Zahedy Saleh Dr


3

4


DAFTAR ISI Halaman • •

Sambutan ............................................................................................................................... Daftar Isi .................................................................................................................................

3 5

Peluang Investasi

9 Sub Sektor Migas 1.

Pendahuluan ....................................................................................................................... 1.1 Latar Belakang ................................................................................................. 1.2 Cakupan Komoditas .......................................................................................................... 1.3 Landasan Hukum ................................................................................................... 1.4 Kegiatan Usaha Hulu Migas ........................................................................................ 1.5 Kegiatan Usaha Hilir Migas ......................................................................................... 1.6 Usaha Penunjang Migas (Non-Core Business) ...........................................................

11 11 12 13 14 15 17

2. Tinjauan Kondisi Migas Nasional ....................................................................................... 2.1 Potensi Sumber Daya Migas ........................................................................................ 2.2 Lokasi dan Status Tiap Cekungan Sedimen Indonesia .............................................. 2.3 Potensi Sumber Daya CBM ................................................................................................ 2.4 Cadangan Minyak & Gas Bumi .................................................................................... 2.5 Aktivitas Eksplorasi ........................................................ ............................................ 2.6 Produksi Minyak & Gas Bumi ....................................................................................... 2.7 Kondisi Pasar Minyak Bumi ........................................................................................ 2.8 Sistem Penyediaan Bahan Bakar ................................................................................ 2.9 Kondisi Pasar Gas Bumi ............................................................................................ 2.10 Infrastruktur Migas ...................................................... ............................................... 2.11 Infrastruktur Kilang Minyak ........................................................................................ 2.12 Infrastruktur Gas Bumi ................................................................................................. 2.13 Pengangkutan, Penyimpanan & Niaga ......................................................................

18 19 20 21 22 24 25 26 27 28 29 30 31 32

3. Peluang Investasi Migas ...................................................................................................... 3.1 Eksplorasi Blok ............................................................................................................. 3.2 Pengembangan Lapangan Produksi ............................................................................ 3.3 Pengusahaan CBM ...................................................................................................... 3.4 Kebutuhan BBM dan Rencana Pembangunan Kilang Baru .......................................... 3.5 Pengangkutan,Penyimpanan & Niaga ......................................................................... 3.6 Peluang Investasi Usaha Penunjang Migas ................................................................ 3.7 Rencana Induk Pipa Transmisi/Distribusi ...................................................................

33 34 35 37 38 40 41 42

4. Prosedur dan Tata Cara Investasi Migas ............................................................................ 4.1 Investasi Kegiatan Usaha Hulu Migas ........................................................................ 4.2 Investasi Kegiatan Usaha Hilir Migas .........................................................................

43 44 45


5

DAFTAR ISI Halaman

Peluang Investasi

47 Sub Sektor Ketenagalistrikan 1. Pendahuluan ....................................................................................................................... 1.1 Latar Belakang ................................................................................................................ 1.2 Landasan Hukum .......................................................................................................... 1.3 Dukungan Kebijakan ...................................................................................................

48 48 49 52

2. Tinjauan Kondisi Tenaga Listrik Nasional ............................................................................ 2.1 Ketersediaan Sumber Daya Energi .............................................................................. 2.2 Kondisi Insfrastruktur Ketenagalistrikan saat ini............................................................. 2.3 Rasio Elektrikasi ........................................................................................................

55 56 61 65

3. Peluang Investasi Ketenagalistrikan .................................................................................. 3.1 Kondisi Permintaan dan Penyediaan Tenaga Listrik ..................................................... 3.2 Prioritas Pengembangan Infrastruktur Ketenagalistrikan ke Depan .............................. 3.3 Potensi Proyek di Sub Sektor Ketenagalistrikan (Lampiran I) .......................................

66 66 67 69

4. Prosedur dan Tatacara Investasi ........................................................................................ 4.1 Skema Investasi dan Mekanisme Pengadaan ............................................................... 4.2 Kewenangan dan Pemberian Izin Usaha Ketenagalistrikan ......................................... 4.3 Mekanisme Permohonan Izin .......................................................................................

73 73 80 81

- Lampiran: Rekapitulasi Kebutuhan Infrastruktur dan Investasi ................................................

84

Peluang Investasi

101 Sub Sektor Pertambangan Mineral dan Batubara 1. Pendahuluan ....................................................................................................................... 1.1 Latar Belakang ................................................................................................................ 1.2 Landasan Hukum .................................................................................................................

103 103 104

2. Tinjauan Kondisi Mineral dan Batubara .............................................................................. 2.1 Potensi Sumber Daya Mineral dan Batubara ................................................................... 2.2 Kondisi Industri Mineral .................................................................................................... 2.3 Kondisi Industri Batubara .............................................................................................. 2.4 Kondisi Angkutan Batubara ............................................................................................

107 107 112 116 119

3. Peluang dan Tantangan Investasi Mineral dan Batubara ................................................ 3.1 Kondisi Produksi dan Penjualan Mineral dan Batubara ................................................... 3.2 Prioritas Pembangunan Infrastruktur Mineral dan Batubara Ke Depan ...................... 3.3 Peluang dan Tantangan Investasi di Sub Sektor Mineral dan Batubara ...............................

120 120 128 134

4. Prosedur dan Tatacara Investasi ........................................................................................ 4.1 Prosedur dan Tatacara Perizinan Usaha Pertambangan Mineral dan Batubara ............... 4.2 Kewenangan dan Pemberian Izin Usaha Pertambangan Mineral dan Batubara .................

135 135 138

6


DAFTAR ISI Halaman

Peluang Investasi

141 Sub Sektor Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi 1. Pendahuluan ............................................................................................. 1.1 Latar Belakang .................................................................................................................. 1.2 Landasan Hukum .............................................................................................................

143 143 151

2. Tinjauan Kondisi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi ............................. 2.1 Potensi dan Pemanfaatan Sumber Daya Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi .. 2.2 Struktur Industri Energi Baru Terbarukan dan Esiensi Pemanfaatan Energi .........

154 154 169

3. The Clean Energy Initiative : Reducing Emission From Fossil Fuel Burning (Reff-Burn) .....

171

4. Peluang dan Tantangan Investasi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi ....... 4.1 Peluang Investasi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi .............................. 4.2 Tantangan Investasi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi ........................... 4.3 Program Pengembangan Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi .................

173 173 183 190

5. Prosedur dan Tatacara Investasi .................................................................... 5.1 Prosedur dan Tata Cara Izin Usaha Panas Bumi ........................................................... 5.2 Prosedur dan Tata Cara Izin Usaha Niaga Bahan Bakar Nabati ..................................... 5.3 Prosedur dan Tata Cara Izin Usaha Aneka Energi Terbaruk an (energi yang menghasilkan listrik) ..................................................................................................

216 216 219

Permasalahan Yang Sering Dipertanyakan dan Penyelesaiannya ....................................... Enclosure Permasalahan Investasi Sektor ESDM Tahun 2011 ...............................................

229 237

• •


223

7

8


KEMENTERIAN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL 

 







REPUBLIK INDONESIA











        

 



Peluang Investasi Sub Sektor Migas

KEMENTERIAN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL Jakarta, Februari 2011

Peluang Investasi Sektor ESDM - Migas

9

Terletak di Asia bagian tenggara, Indonesia dikaruniai sumber daya alam melimpah. Sumber daya minyak dan gas yang diperkirakan mencapai 87,22 milliar barel dan 594,43 TSCF tersebar di Indonesia. Menjadikan Indonesia tujuan Investasi yang menarik pada sektor minyak dan gas bumi. Dinamika Industri Minyak dan Gas Bumi yang sudah berlangsung sejak lama, menjadikan Indo- nesia lebih matang dalam mengembangkan kontrak dan kebijakan yang ada untuk mendukung investasi. Dukungan peraturan, insentif dan penghormatan terhadap kontrak yang ada adalah usaha pemerintah Indonesia untuk menjamin keberlangsungan Investasi di Indonesia

10


1

Pendahuluan Latar Belakang Minyak dan Gas Bumi merupakan sumber

Indonesia, baik di bidang hulu maupun hilir di

daya alam yang sangat strategis bagi Indone -

masa mendatang masih sangat menjanjikan.

sia, bukan hanya sebagai pemasok kebutuhan

Secara geologi, Indonesia masih mempunyai

bahan bakar dan bahan baku industri di dalam

potensi ketersediaan hidrokarbon yang cukup

negeri,

besar. Rencana pemerintah dalam memperta -

namun

juga

merupakan

andalan

sumber penerimaan dan devisa negara.

hankan produksi minyak bumi pada tingkat 1

Dengan semakin meningkatnya kebutuhan

juta barel per hari, tentu akan memberikan

energi dan bahan baku industri diperlukan

peluang investasi yang besar di sektor hulu

skenario pemenuhan energi yang optimal untuk

migas.

mewujudkan keamanan pasokan energi dalam negeri (security of supply).

Di sektor hilir, untuk memenuhi kebutuhan bahan bakar dalam negeri, dibutuhkan investasi

Berdasarkan Perpres No. 05 Tahun 2006,

untuk pembangunan dan mengembangkan

target bauran energi tahun 2006 minyak bumi

kilang migas, serta pembangunan beberapa

51,66% dan gas bumi 28,57% dari total energy

infrastruktur lain seperti pembangunan tanki

mix nasional. Komposisi tersebut pada tahun

penyimpanan, pipa transmisi dan distribusi gas

2025 diharapkan minyak bumi menjadi kurang

bumi serta moda transportasi lainnya.

dari 20% dan gas bumi menjadi lebih dari 30%,

Seluruh potensi investasi di sektor hulu dan

sehingga sumber energi alternatif dan potensial

hilir migas, merupakan peluang bagi kegiatan

lainnya dapat meningkat peranannya.

usaha penunjang migas, baik untuk industri

Terkait dengan kondisi di atas peluang

maupun jasa penunjang migas.

investasi pengembangan industri migas di

Panas Bumi 1.32%

Tenaga Air 3.11%

Minyak Bumi 20%

Gas 30%

Gas Alam 28.57%

Bahan Bakar Nabati 5%

Panas Bumi 5% 2006

Batubara 15.34%

2025

EBT 17% Biomasa, Nuklir, Tenaga Air, Energi Matahari, Tenaga Angin 5%

Batubara 33%

Batubara Cair 2%

Minyak Bumi 51.66%

Gambar 1.1 Target Komposisi Energy Mix Tahun 2025


11

Cakupan Komoditas

Komoditas yang diusahakan, diproduksi dan diniagakan di industri migas terdiri atas :

Bahan Bakar Gas Bahan Bakar Gas adalah bahan bakar untuk digunakan dalam kegiatan transportasi yang

Minyak Bumi

berasal dari Gas Bumi dan/atau hasil olahan

Minyak Bumi adalah hasil proses alami berupa

dari Minyak dan Gas Bumi

hidrokarbon yang dalam kondisi tekanan dan temperatur atmosfer berupa fasa cair atau

Bahan Bakar Lain

padat, termasuk aspal, lilin mineral atau

Bahan Bakar Lain adalah bahan bakar yang

ozokerit, dan bitumen yang diperoleh dari

berbentuk cair atau gas yang berasal dari

proses penambangan, tetapi tidak termasuk

selain minyak bumi, gas bumi, dan hasil

batubara atau endapan hidrokarbon lain yang

olahan.

berbentuk padat yang diperoleh dari kegiatan yang tidak berkaitan dengan kegiatan usaha

LPG (Liquified Petroleum Gas)

Minyak dan Gas Bumi.

LPG adalah gas hidrokarbon yang dicairkan dengan tekanan untuk memudahkan penyim -

Gas Bumi

panan, pengangkutan, dan penanganannya

Gas Bumi adalah hasil proses alami berupa

yang pada dasarnya terdiri atas propana,

hidrokarbon yang dalam kondisi tekanan dan

butana, atau campuran keduanya.

temperatur atmosfer berupa fasa gas yang diperoleh dari proses penambangan Minyak

LNG (Liquified Natural Gas)

dan Gas Bumi.

LNG adalah Gas Bumi terutama terdiri dari metana yang dicairkan pada suhu sangat

Gas Metana Batubara (Coal Bed Methane)

rendah (sekitar minus 160o C) dan dipertahan kan dalam keadaan cair untuk mempermudah

adalah gas bumi (hidrokarbon) di mana gas

transportasi dan penyimpanan.

Gas Metana Batubara (Coal Bed Methane)

metana merupakan komponen utamanya yang terjadi secara alamiah dalam proses pemben -

Hasil Olahan Lainnya

tukan batubara dalam kondisi terperangkap

Hasil Olahan adalah hasil dan/atau produk

dan terserap (terabsorbsi) di dalam batubara

selain Bahan Bakar Minyak dan/atau Bahan

dan/atau lapisan batubara.

Bakar Gas yang diperoleh dari kegiatan usaha Pengolahan Minyak dan Gas Bumi baik berupa

Bahan Bakar Minyak

produk akhir atau produk antara kecuali

Bahan Bakar Minyak adalah bahan bakar yang

pelumas dan produk petrokimia.

berasal dan/atau diolah dari minyak bumi.

12


Landasan Hukum (1966 – 1976) Generasi I (1976 – 1988) Generasi II (1988 – 2001) Generasi III Konsesi & Kontrak 5A (sebelum 1960)

Kontrak Karya (1960 – 1966)

Kontrak Bagi Hasil (1966 – 2001)

Kontrak Kerja Sama (PSC dan Bentuk Lain) (2001 – sekarang)

Indische Mijn Wet 1899

UU No. 44 Prp Tahun 1960

UU No. 8 Tahun 1971

UU No. 22 Tahun 2001

Gambar 1.2. Perubahan Kebijakan dan Bentuk Kontrak Kerja Sama Migas Indonesia UU Migas

Peraturan Pemerintah

Undang-undang

No.

22

Tahun

2001

PP Hulu

PP Hulu No. 35

tentang Migas menandai perubahan mendasar

Peraturan Pemerintah sektor hulu Migas (PP

dalam industri Migas nasional. Melalui UU

No. 35 Tahun 2004 yang telah diubah menjadi

Migas ini penguasaan dan pengusahaan

PP No. 34 Tahun 2005) merupakan produk

Migas yang sebelumnya dipegang Pertamina

turunan UU Migas yang khusus mengatur

(berdasarkan UU No. 8 Tahun 1971) dicabut.

pelaksanaan

Penguasaan minyak dan gas bumi kembali

Usaha Hulu Migas. PP Hulu ini mengatur

diserahkan ke pemerintah sebagai pemegang

pelaksanaan dan pengawasan Kontrak Kerja

Kuasa Pertambangan (Pasal 4 Ayat 2), di ma na

Sama pengusahaan dan pemroduksian Migas

kemudian

antara Badan Pelaksana dengan Kontraktor.

pemerintah

membentuk

Badan

dan

pengawasan

Kegiatan

Pelaksana (BP Migas) untuk menyelenggara -

Dasar bagi penerbitan PP Hulu ini adalah agar

kan Kegiatan Usaha Hulu. Kegiatan Usaha

pengambilan sumber daya alam minyak dan

Hulu (eksplorasi dan eksploitasi) ini dilaksana-

gas bumi dapat memberikan manfaat dan

kan dan dikendalikan oleh Badan Pelaksana

penerimaan yang maksimal bagi negara untuk

melalui

sebesar-besar kemakmuran rakyat.

Kontrak

Kerja

Sama.

Sedangkan

PP Hilir

terbuka bagi Badan Usaha.

Peraturan Pemerintah sektor hilir Migas (PP No.

Dengan demikian, melalui UU Migas, pengu -

36 Tahun 2004) merupakan produk turunan UU

sahaan Migas menjadi terbuka. Badan Usaha

Migas yang khusus mengatur pelaksanaan

(semacam BUMN, BUMD, Koperasi, Usaha

dan pengawasan Kegiatan Usaha Hilir Migas

Kecil, dan Badan Usaha Swasta) dan Bentuk

agar prinsip-prinsip persaingan usaha yang

Usaha Tetap (perusahaan multinasional/asing)

wajar, sehat dan transparan terlaksana. Dasar

berkesempatan terlibat bisnis Migas. Keten -

bagi pelaksanaan dan pengawasan kegiatan

tuan yang digariskan adalah:

usaha hilir adalah dalam rangka penyediaan

1. Bentuk Usaha Tetap hanya dapat melaksa

dan

2. Badan Usaha a tau Bentuk Usaha Tetap yang

bahan

bakar

kontrak kerjasama.

PP Hilir No. 36

mengatur pelaksanaan dan pengawasan Kegiatan Usaha Hilir Migas

wajar, sehat & transparan.

yang

berkelanjutan dan terjangkau oleh masyarakat. Dan mengingat kegiatan usaha hilir m encakup

melakukan Kegiatan Usaha Hulu dilarang

kegiatan usaha Pengolahan, Pengangkutan,

melakukan Kegiatan Usaha Hilir; dan

Penyimpanan dan Niaga, maka setiap Badan

3. Badan Usaha yang melakukan Kegiatan

Usaha harus memiliki Izin Usaha pada setiap

Usaha Hilir tidak dapat melakukan Kegiatan

Usaha Hulu Migas melalui

persaingan usaha yang

kan melalui pemberian Izin Usaha yang

nakan Kegiatan Usaha Hulu;

dan pengawasan Kegiatan

berdasarkan prinsip

pengusahaan Kegiatan Usaha Hilir dilaksana -

pendistribusian

mengatur pelaksanaan

segmen bisnis yang dijalaninya.

Usaha Hulu .


13

Kegiatan Usaha Hulu Migas

INDUSTRI MIGAS Usaha Inti

Usaha Penunjang Migas

Usaha Hulu : (pasal 1 angka 7 UU Migas No. 22/2001)

Usaha Hilir : (pasal 1 angka 10 UU Migas No. 22/2001)

- Eksplorasi - Eksploitasi

- Pengolahan - Pengangkutan - Penyimpanan - Niaga

Industri Penunjang

Jasa Penunjang

Industri Material dan Pabrikasi Peralatan Migas

Industri Material Industri Peralatan Industri Pemanfaatan Migas

Jasa Konstruksi

Jasa Non Konstruksi

- Perencanaan - Pelaksanaan - Pengawasan

- Survei Seismik - Survei Non Seismik - Geologi dan Geofisika - Pemboran - Operasi Sumur Pemboran - Pekerjaan Bawah Air - Pengelolaan Bahan Peledak, Radioaktif, dan Bahan Berbahaya - Offshore Base Logistic - Pengoperasian dan Pemeliharaan - Inspeksi Teknis - Pengujian Teknis - Dekommissioning - Penelitian dan Pengembangan - Pendidikan dan Pelatihan - Pengelolaan Linmbah Pemboran dan Produksi - Jasa Lainnya

Gambar 1.3. Taksonomi Industri Migas Indonesia Kegiatan dalam Industri Migas

Usaha Penunjang meliputi Jasa Penun-

Secara kategoris terdapat dua jenis

jang (services) dan Industri Penunjang

kegiatan usaha di industri migas, yakni

(supporting industries). Cakupan kegia-

Usaha Inti (core business) dan Usaha

tan di industri Migas nasional lebih jelas

Penunjang (non-core business). Usaha

disajikan sebagaimana Gambar 1.3 di

Inti terdiri atas Kegiatan Usaha Hulu

atas.

dan Kegiatan Usaha Hilir, sementara

A.Usaha Inti (Core Business) 1. Kegiatan Usaha Hulu Migas

KEGIATAN HULU MIGAS Pemerintah Open Area

Kegiatan usaha hulu migas terdiri atas kegiatan

BU/BUT KKS Eksplorasi

usaha eksplorasi dan eksploitasi. Kegiatan eksploEksploitasi

rasi adalah kegiatan yang bertujuan memperoleh

- Survei Umum

- Studi G & G

- Sertifikasi Cadangan

- Pengumpulan Data

- Exclusive Survey

- POD

- Kemudahan Akses Data

- Prospect and Lead

- Implementasi POD

- Sumber Data

- Pemboran Sumur

- Pengembangan Teknologi

- Joint Study

- Discoveries

- Pemboran Pengembangan

kegiatan eksploitasi merupakan rangkaian kegiatan

- Bentuk KKS

- Penilaian Cadangan

- Facility Maintenance

yang bertujuan untuk memproduksi migas yang

- Penyiapan Wilayah Kerja

- Penilaian

- Penawaran Wilayah Kerja

informasi

mengenai

kondisi

geologi

untuk

menemukan dan memperoleh perkiraan cadangan migas di Wilayah Kerja yang ditentukan, sedangkan

terdiri atas pengeboran dan penyelesaian sumur, pembangunan sarana pengangkutan, penyim panan, dan pengolahan untuk pemisahan dan

Gambar 1.4 Tahapan Kegiatan Hulu Migas

14


pemurnian Minyak dan Gas Bumi di lapangan serta kegiatan lain yang mendukungnya.

Kegiatan Usaha Hilir Migas

RAIL TANK WAGON

PIPELINE

IMPOR M. MENTAH

INDUSTRI

PIPELINE

LADANG MINYAK

INSTALASI/ DEPOT T. TRANSIT

KILANG

PENGOLAHAN

PENGANGKUTAN

OIL BARGE

PENYIMPANAN

SPBU

NIAGA

Gambar 1.5 Skema Kegiatan Industri Hilir berbagai

2. Kegiatan Usaha Hilir Migas

Kegiatan usaha hilir terdiri atas kegiatan

jenis

BBM

dan

produk-produk

non-BBM. Sebagai ilustrasi, berbagai produk

usaha Pengolahan, Pengangkutan, Penyim -

yang dihasilkan dari suatu kilang minyak bumi

panan dan/atau Niaga.

diperlihatkan pada Gambar 1.6.

a. Pengolahan

Pengolahan adalah kegiatan memurnikan, memperoleh

bagian-bagian,

mempertinggi

mutu dan mempertinggi nilai tambah minyak bumi dan/atau gas bumi, tapi tidak termasuk pengolahan lapangan. Pengolahan

minyak

mentah

dilakukan

pada kilang minyak bumi sebagai sistem peralatan untuk mengolah minyak mentah (minyak bumi) menjadi berbagai produk kilang. Produk hasil pengolahan minyak bumi berupa

Gas

LPG

Naphta Bensin

Bahan Kimia Bensin

Kerosene

Minyak Tanah, Avtur

Minyak Diesel

Solar & Diesel

Bahan Pelumas

Oli, Lilin dll

Minyak Bakar

Minyak Bakar

Residu

Aspal, Atap rumah

Gambar 1.6 Produk yang dihasilkan Kilang Minyak Bumi


15

Kegiatan Usaha Hilir Migas atau Hasil Olahan, termasuk gas melalui pipa.

b. Pengangkutan

Kegiatan

pengangkutan

migas

adalah

kegiatan pemindahan Minyak Bumi, Gas Bumi,

Untuk Kegiatan Usaha Niaga dibagi menjadi 2 macam yaitu:

dan/atau hasil olahannya dari Wilayah Kerja atau dari tempat penampungan dan Pengola -

1. Usaha Niaga Umum (Wholesale)

han, termasuk pengangkutan Gas Bumi melalui

yaitu suatu suat u kegiatan kegiata n usaha pembelian, pembe lian, penjua penju a-

pipa transmisi dan distribusi.

lan, ekspor dan impor Bahan Bakar Minyak (BBM), Bahan Bakar Gas (BBG), Bahan Bakar Lain (BBL) dan Hasil Olahan dalam skala besar

c. Penyimpanan

Kegiatan

penyimpanan

migas

adalah

yang menguasai atau memiliki fasilitas dan

kegiatan penerimaan, pengumpulan, penam -

sarana niaga dan berhak menyalurkannya

pungan,

kepada s emua pengguna peng guna akhir dengan d engan meng-

dan

pengeluaran

Minyak

Bumi

dan/atau Gas Bumi, Bahan Bakar Minyak,

RAIL TANK WAGON

gunakan merk tertentu.

Bahan Bakar Gas, dan atau hasil olahan pada lokasi

diatas/dibawah

tanah

untuk

tujuan

2. Usaha Niaga Terbatas (Trading) (Trading)

komersial, misalnya depot dan tanki timbun

merupakan usaha penjualan (Trading) produk-

terapung (floating storage). storage).

produk niaga migas dalam hal ini adalah Minyak Bumi, BBM, BBG, BBL, Hasil Olahan, Niaga gas bumi yang tidak memiliki fasilitas

d. Niaga

Kegiatan Niaga meliputi kegiatan pembel -

dan Niaga terbatas LNG.

TRUK

ian, penjualan, ekspor, impor Minyak Bumi, Bahan Bakar Minyak, Bahan Bakar Gas dan/ LPG storage tanker loading, karawang offshore

PIPA

16


KAPAL TANKER / TONGKANG

Usaha Penunjang Migas (Non-Core Business) 5 Produk Unggulan Usaha Penunjang Migas Indonesia B. Usaha Penunjang Migas (Non-Core Business) Usaha Penunjang Migas adalah kegiatan usaha yang menunjang kegiatan usaha Minyak dan Gas Bumi, terdiri dari: • Usaha Jasa Penunjang Adalah kegiatan usaha jasa layanan dalam kegiatan usaha hulu dan kegiatan usaha usaha hilir. Kegiatan Jasa Penunjang meliputi Jasa Konstruksi Migas dan Jasa Non-Konstruksi

Tubing

Migas. Pada Jasa Ja sa Konstruksi Konstruk si Migas terdiri ter diri dari Jas a Perencaengineering), Pelaksanaan (EPC, Instalasi dan naan (design engineering), Komisioning) dan Pengawasan Konstruksi. Sedangkan Jasa Non-Konstruksi Migas adalah usaha jasa layanan pekerjaan selain jasa kontruksi dalam menunjang kegiatan migas seperti : survei seismik & non seismik, pemboran, inspeksi dan jasa lainnya. • Industri Penunjang Adalah kegiatan usaha industri yang menghasilkan barang,

Casing

material dan/atau peralatan yang digunakan terkait sebagai penunjang langsung dalam kegiatan usaha Migas. Kegiatan Industri Penunjang meliputi Industri Material, Peralatan Migas dan Industri Pemanfaat Migas. Sesuai amanat UU No. 22 Tahun Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi, dalam upaya menumbuhkembangkan kemam puan nasional untuk lebih mampu bersaing di tingkat nasional, regional, dan internasional, Badan Usaha dan

Bahan Kimia

Bentuk Usaha Tetap harus mengutamakan pemanfaatan tenaga kerja setempat, barang, jasa, serta kemampuan rekayasa

dan

rancang

bangun

dalam

negeri

secara

transparan dan bersaing. Dalam rangka mendorong peningkatan penggunaan produksi dalam negeri, Direktorat Jenderal Migas selaku pembina produsen dalam negeri menerbitkan buku “Apresiasi “Apresiasi Produksi Dalam Negeri” (APDN) untuk dijadikan acuan dalam pengendalian impor barang barang operasi dan pengadaan barang

Wellhead

Konstruksi Platform

dan/atau jasa di kegiatan usaha migas.


17

Tinjauan Kondisi

2

Migas Nasional

Tanda Tangan Wilayah Kerja Migas Tahun 2010

Kegiatan usaha hulu migas nasional tidak lepas dari

KKS), dimana kegiatan eksplorasi untuk menemukan cadan -

kerangka regulasi pengaturan kepemilikan dan penguasaan

gan migas maupun eksploitasi dilakukan oleh kontraktor pada

Negara atas sumber daya migas. Berdasar pada regulasi

tahap ini. Tahap Tahap terakhir adalah tahapan dimana kontrak kerja

tersebut, tahapan dalam usaha hulu migas dibagi dalam tiga

sama berakhir maupun cadangan sudah tidak ekonomis

tahapan yaitu tahap pra KKS (kontrak kerja sama), KKS, dan

untuk dieksploitasi lagi, sehingga wilayah kerja tersebut dapat

pasca KKS. Lingkup kegiatan dalam tahap pra KKS dianta -

ditawarkan kembali oleh pemerintah sebagai wilayah kerja

ranya adalah kegiatan survei umum guna mendapatkan data

baru.

teknis geologi untuk penawaran Wilayah Kerja Baru. Tahap selanjutnya adalah tahap KKS (pasca penandatanganan

PRA KKS

KKS

PASCA KKS

DITJEN MIGAS PERUSAHAAN SURVEI

DITJEN MIGAS

PERUSAHAAN JASA G & G

BU/BUT (KONTRAKTOR)

UNIVERSITAS (MoU dgn MIGAS)

BP MIGAS

BU/BUT (NON KONTRAKTOR)

Gambar 2.1 Tahapan Usaha Hulu Migas

18


DITJEN MIGAS

Potensi Sumber Daya Migas Potensi sumber daya migas nasional saat

kandungan

hidrokarbon.

Kondisi

di

atas

ini masih cukup besar, terakumulasi dalam 60

menunjukkan bahwa peluang kegiatan eksplo-

cekungan sedimen (basin) yang tersebar di

rasi di Indonesia masih terbuka lebar, lebar, terutama

hampir seluruh wilayah Indonesia.

dari 22 cekungan yang belum pernah dilaku -

Dari 60 cekungan tersebut, 38 cekungan

kan kegiatan eksplorasi dan sebagian besar

sudah dilakukan kegiatan eksplorasi dan

berlokasi di laut dalam (deep sea) terutama di

sisanya sama sekali belum dilakukan eksplo -

Indonesia bagian Timur. Lebih lanjut sebaran

rasi. Dari cekungan yang telah dieksplorasi, 16

cekungan migas nasional dapat dilihat pada

cekungan sudah memproduksi hidrokarbon, 9

Gambar 2.2 dan Tabel Tabel 2.1.

cekungan belum diproduksi walaupun telah diketemukan kandungan hidrokarbon, sedangkan 15 cekungan sisanya belum diketemukan

MATURE

SEMI MATURE

FRONTIER

1. North Sumatera Basin

11. Tarakan Basin

1. Sibolga Basin

1. Bengkulu Basin

10. Minahasa Basin

2. Central Sumatera Basin

12. Banggai Basin

2. East Natuna Basin

2. Java Fore Arc Basin

11. Gorontalo Basin

3. South Sumatera Basin

13. Salawati Basin

3. Pati Basin

3. Biliton and Pembuang Basins

12. Bali - Lombok & Savu Basins

4. Sunda Basin

14. Bintuni Basin

4. Asem-Asem Basin Basin

4. Ketungau Basin

13. Misool, Seram, South Seram,

5. North West Java Basin

5. Timor Basin

5. South Makassar & Spermonde Basins

6. West Natuna Basin

6. Bone Basin

6. Flores and Tukang Besi Basins

14. Waiponga Basin

7. Northeast Java Sea Basin

7. Lariang Basin

7. Salabangka, Manui & Buton Basins

15. Akimegah Basin Basin

8. Northeast Java Basin

8. Sula Basin

8. Buru, West Buru & South Sula Basins

16. Sahul Basin

9. Barito Basin

9. Biak Basin

9. North Halmahera, East, South &

10. Kutei Basin

W. Weber, Weber & Tanimbar Basins

North Obi Basins

Gambar 2.2 Sebaran Cekungan Sedimen di Indonesia


19

Lokasi dan Status

Tiap Cekungan Sedimen Indonesia Tabel 2.1 Lokasi Lokasi dan Status Cekungan Sedimen

Status Cekungan / Basin Sudah Beroperasi

Indonesia Barat

Indonesia Timur

Sumatera Utara

Seram

Sumatera Tengah

Salawati

Sumatera Selatan

Bintuni

Sunda

Bone

Bagian Utara Jawa Barat Bagian Utara jawa Timur Laut Bagian Utara Jawa Timur Natuna Barat Tarakan Kutai Barito Sub Total Sudah Dibor Belum Produksi

11 Sibolga

Banggai

Natuna Timur

Sula

Bengkulu

Blak

Pati Sub Total Sudah Dibor Tidak Ada Penemuan

4

Timor 4

4

Biliton

Akimegah

Sahul

Jawa Selatan

Buton

Sawu

Melawai

Manui

Spermonde

Asem-asem

Makasar Selatan

Waipoga

Missol

Lairing

Palung Aru Sub Total

Belum Dieksplorasi

20

4

11

Pambuang

Lombok Bali

Sula Selatan

Ketungau

Flores

Buru

Gorontalo

Buru Barat

Salabangka

Halmahera Utara

Weber Barat

Halmahera Timur

Halmahera Selatan

Halmahera Selatan

Weber

Obi Utara

Waropen

Obi Selatan

Tiukang Besi

Seram Selatan

Tanimbar

Jayapura

Sub Total

2

20

TOTAL

21 21

3 39 9


Potensi Sumber Daya CBM Selain potensi minyak dan gas bumi, Indonesia juga

CBM di Indonesia telah teridentifikasi terkandung di dalam 11

mempunyai Gas Metana Batubara atau Coal Bed Methane

cekungan sedimen (basin) yang tersebar di pulau Sumatera,

(CBM). CBM merupakan gas yang terjebak pada pori-pori

Jawa, Kalimantan, dan Sulawesi (Gambar 2.3).

lapisan batubara. CBM banyak ditemukan di area pertam bangan batubara atau pertambangan migas yang terdapat lapisan batubara. Sebagai sumber energi alternatif yang berpotensi dikembangkan di masa mendatang, sumber daya

Gambar 2.3 Sebaran Cekungan CBM

PP:CBM-1 Rambutan (GOI Sponsor)

Start Era CBM (KKS ke-1)

2004

2005 2006

2007

Perkiraan Produksi CBM ~500 MMScfD

2008

2009

2010 2011

2012

2013

2014 2015


2016

2017

2018

2019 2020


2021

2022

2023

2024 2025

Penambahan KKS / Produksi rata-rata = 250 MMScfD / Well PerMen No. 033/2006 & Model Kontrak

CBM untuk Listrik Pilot Project

Legend: Partisipasi Pemerintah

Start Era Komersial

Evaluasi Proyek

Produksi CBM

PP

PSC

Pilot Project Production Sharing Contract

Gambar 2.4 Road Map Pengembangan CBM


21

Cadangan Minyak & Gas Bumi

Warna merah menunjukkan cadangan minyak bumi Warna biru menunjukkan cadangan gas bumi

Tabel 2.2 Sumber Daya dan Cadangan Minyak dan Gas Bumi Energi Fosil

Sumber Daya

Cadangan

Produksi

Minyak Bumi

87,22 miliar barel

7,76 miliar barel

346 juta barel

22

Gas Bumi

594,43 TSCF

157,14 TSCF

2,90 TSCF

54

CBM

453 TSCF

* Data cadangan bersumber dari Ditjen Migas pada tahun 2010

22


Rasio C/P

) F C S T ( i m u B s a G n a g n a d a C

) B T S M M ( i m u B k a y n i M n a g n a d a C

- , . s a a n e F i n C n t a o u a d a d S d i T r c n i I i 3 i d r n m 6 m , u t e a d u 9 B 5 B t F s 1 s u C a r a b S G a G e s T r n s . e 4 F e n t a b 3 g a i , C 7 S n e g a s n m 0 T d h a u 1 9 a l a d B r 2 c a , l a a c s s 2 d a e 5 t a i a b r o r t a a G e i 9 s s 0 d e n i m 0 t b a k u 2 B n % g u e s 3 n b s u a r l a h r d e a a a t i a t G t i c n s n k a k e a t u t d e g o n a s h a n p l U p u a d n a m a t i u a a s a J c g

A U P A P

3 9 . 4 9

2 3 . 4 2

U K U L A M

7 0 . 8 4

2 2 . 5 1

I S E 8 W 7 . A 9 L 4 U S

3 2 . 4

N A T N A M I L A K

, , a i n n n r h ) s u a a a a % i y 0 s h g g s e e e a a n n b i l 7 n w t a a a ( o l a d d n w d u d a a i a i a I n S a c c g d r e i t p s , a r a a n b s a t a m h i a u a e k s a d m u y o i e i S a l l r l . r S i T n i e i w o d r e l e b d d r n e a r n t a a a i t I b d a , b d i l n m r r a m e a a a r a a t u a l y l y g u y i m b b i i n r n l e h a k r m m a t y , i a a K b i y y i 4 t e l i n l 0 i 3 3 m a r e t 5 , u a s r m m 2 , 3 e . B 4 B 4 p a n 6 k n n e u a 7 r r a a a , g a d s p a i y a n 7 s s e n g , P a r e b i a ) r u n d a b e M B a s % e s m a c e n a 2 i t d l b s l a a i , i i s 1 ( a e t t u s g e n k n o s k a u i T 9 u n a n e d o a l t g 0 b w 0 r a d a a a e o n J 2 t p c I b M

) B T S B B B M T T T M S S S ( I M M M M M M M 4 4 U 0 3 6 B 3 2 , 5 , 7 . K 4 3 7 A Y = = = N I M L A N A N I T G E N L N V E A A O T T D R O O A P P T C

F C S T 4 . 8 0 1

F C S T 4 7 . 8 4

F C S T 4 1 . 7 5 1

) F C S T ( S E = = = V R L E A S N I E E T L R V N E A S O T T A R O O G P P T

0 0 . 0 7 6

3 3 . 8 1

R U 5 M 3 , I T 2 A 2 0 , W 1 A J

0 4 . 6

T A R 2 A 6 . B 6 A 5 5 W A J

0 7 . 3

A N U T A N

5 3 . 3 8 3

6 4 . 1 5

N A T A L E S A R E T A M U S

0 8 . 9 0 9

0 9 . 7 1

H A G N E T A R E T A M U S

0 9 7 . 3

6 5 . 8

A R A T U A R E T A M U S

9 8 . 1 1 1

8 2 . 1

D A N

1 2 . 7 2 1

I S N I V O R P

0 1 0 2 n u h a T a i s e n o d n I i m u B s a G n a d k a y n i M n a g n a d a C 5 . 2 r a b m a G

4 7 . 5

B T S F M C S M T


23

s a g i M i r t s u d n I m a l a d i s a t s e v n I g n a u l e P A 2 1

Aktivitas Eksplorasi Kegiatan

eksplorasi

meliputi

survey

seismik

dan

pemboran eksplorasi yang dilakukan di wilayah kerja yang sudah berproduksi maupun belum berproduksi, dalam

50,000

upaya untuk menemukan cadangan minyak dan gas bumi. 40,000

Survey Seismik 30,000

Kegiatan survei seismik terdiri dari survei seismik 2D yang dilakukan oleh pemerintah maupun KPS (Kontraktor

20,000

Production Sharing) dan survei seismik 3D yang dilakukan

10,000

oleh KPS pada lapangan eksisting. Survei seismik 2D yang dilakukan oleh pemerintah (Survei Umum) ditujukan untuk

0

mendapatkan data potensi sumber daya migas guna mendukung kegiatan penawaran blok, sedangkan survei

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Rencana

17,776

15,786

22,393

30,789

42,646

28,760

Realisasi

12,209

10,392

9,389

23,364

31,656

27,242

seismik 2D yang dilakukan oleh KPS dilakukan dengan

Gambar 2.6 Survey Seismik 2D (Km 2)

tujuan untuk menelaah lebih jauh potensi migas yang terkait dengan kegiatan eksplorasi. Survei seismik 3D dilakukan oleh

kontraktor

dengan

tujuan

untuk

mendapatkan

20,000

deskripsi reservoir yang lebih detail sehingga resiko ketidakpastian pengembangan lapangan dapat dikurangi. Sepanjang tahun 2010,

kegiatan survei seismik 2D

10,000

telah dilakukan sepanjang 27,242 km dari yang direncanakan sepanjang 28,760 km. Survei Seismik pada tahun 2010 lebih banyak dilakukan didaerah lepas pantai (offshore). Sedangkan untuk survei seismik 3D telah dilakukan seluas 7,865 km2 dari rencana seluas 9,692 km2, Survei seismik 3D

0

pada tahun 2009 juga lebih banyak dilakukan di daerah lepas pantai (offshore).

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Rencana

5,010

5,390

16,446

17,789

8,714

9,642

Realisasi

4,532

2,374

4,835

15,136

6,977

7,865

Gambar 2.7 Survey Seismik 3D (Km 2) Pemboran Eksplorasi

160

Kegiatan pemboran eksplorasi pada tahun 2010 dilakukan sebanyak 90 sumur, dari 126 sumur yang direncanakan. Dari 90

140 120

sumur yang dilakukan pemboran eksplo

100

rasi tersebut, 27 sumur teridentifikasi

80

kandungan migas, dengan success ratio

60

30 %. Dari 35 sumur penemuan tersebut

40

ditemukan

sumberdaya

kontingensi

sebesar 445 MMBOE (183.2 MMBO dan

20 0

1,469 BCFG). Rencana

2005

2006

2007

2008

2009

2010

79

117

111

145

84

126

Realisasi

54

82

73

70

75

90

Discovery

22

40

39

34

35

27

Success Ratio (%)

41

49

53

49

47

30

Gambar 2.8 Pemboran Sumur Eksplorasi

24


Produksi Minyak & Gas Bumi target produksi minyak bumi pada tahun 2010 sebesar

965.000 bpd

Melihat potensi sumber daya migas yang ada, maka pemerintah selalu berusaha menaikkan produksi migas. Pada tahun 2010 ini dalam APBN-2010

dan produksi gas

Pemerintah menetapkan target produksi minyak bumi

ditetapkan sebanyak

sebesar 965.000 barel per hari (bph) dan produksi gas ditetapkan sebanyak 7.758 mmscfd.

7.758 mmscfd

Untuk mencapai target tersebut, pemerintah telah membuat kebijakan-kebijakan serta langkah-langkah strategi

untuk

pencapaian

produksi

diantaranya

seperti penawaran wilayah kerja baru, pemanfaatan lapangan-lapangan yang masih berpotensi tapi belum

MBOPD 1500

berproduksi, percepatan proses seperti percepatan proses

persetujuan

Work Program and Budget

(WP&B), Authorization For Expenditure (AFE), danPlan

1000

of Development (PoD) dan pengaktifan kembali

sumur-sumur tua. 500

Produksi Minyak Bumi Produksi minyak bumi dan kondensat pada tahun 2010 mencapai 346,38 ribu barrel dengan produksi harian sebesar 944,9 ribu bph, mengalami penurunan sebesar 3.900 bph dibandingkan produksi minyak

0 2000

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Total

1,413.90 1 ,3 40 .60 1, 24 9. 40

1 ,1 46 .8

1 ,09 4. 4

1 ,06 2. 1

1 ,0 05 .6

9 54 .4

97 6. 8

9 48 .8

9 44 .9

Oil

1, 272. 50 1, 208. 70 1, 117. 60

1, 013. 0

965. 8

934. 8

8 83. 0

836. 0

853. 8

826. 5

823.7

133.8

128.6

127.3

122.6

118.4

123.0

122.3

121.2

Cond

141.4

2001

131.9

bumi dan kondensat tahun 2009 sebesar 948,8 ribu

2002

131.8

2010

Gambar 2.9 Produksi Minyak Bumi

bph. Penurunan produksi tersebut disebabkan antara lain karena mundurnya jadwal produksi awal beberapa KKKS, penurunan produksi alamiah, dan permasala -

MMSCFD 9000

han teknis operasional. Produksi Gas Bumi Produksi gas bumi pada tahun 2010 sebesar 9.336 MMSCFD , mengalami kenai

6000

-

kan sebesar 1.034 MMSCFD dari 8.302 MMSCFD pada tahun 2009. Kenaikan produksi tersebut antara lain

3000

karena mulai berproduksinya beberapa lapangan gas baru dan optimalisasi produksi 0

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Total

7,927

7,690

8, 318

8,644

8, 278

8,179

8,093

7,686

7, 883

8,302

9,336

Utilitation

7,471

7, 188

7, 890

8,237

7, 909

7,885

7,785

7,418

7, 573

7,816

8,829

Losses

456

502

428

407

369

294

308

268

310

486

507

Gambar 2.10 Produksi Gas Bumi


25

2010

Kondisi Pasar Minyak Bumi Million KL 60 Million KL Listrik

50

50

Industri

40

40 Bensin 88

30

30 Minyak Tanah Transportasi

20

20 Solar

10

10 Rumah Tangga

0

IDO + FO Avgas + Avtur

0

2002

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Gambar 2.11 Konsumsi BBM Domestik per Sektor Dalam 10 tahun terakhir, konsumsi BBM domestik menunjukkan kenaikan rata-rata sebesar 4,8% per tahun. Dengan meningkatnya jumlah penduduk

dan

membaiknya

pertumbuhan

ekonomi domestik, pertumbuhan konsumsi BBM akan terus mengalami kenaikan. Sektor transpor tasi masih merupakan pengguna terbanyak BBM domestik yaitu lebih dari 46%, disusul oleh sektor rumah tangga, pembangkit listrik dan sektor industri. Penyebaran permintaan akan BBM domestik mengikuti pola penyebaran penduduk dan kegia tan

ekonominya,

wilayah

Jawa-Bali

masih

mendominasi yaitu sekitar 62%, Sumatera (20%) dan sisanya diserap oleh pasar Indonesia Tengah dan

Timur.

Penyediaan

BBM

dalam

negeri

sebagian besar masih diperoleh dari kilang dalam negeri yaitu sekitar 67 %, sedangkan 33 % sisanya diperoleh dari pasar impor. Kapasitas kilang dalam negeri saat ini 1,157 juta barel per hari dengan produksi BBM mencapai 40,42 juta kiloliter atau meningkat sebesar 1,07% dari 39,99 juta kiloliter pada tahun sebelumnya.

Chemical Plant, Merak

26


2010

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Gambar 2.12 Produksi BBM dari Kilang Dalam Negeri

2010

Sistem Penyediaan Bahan Bakar EKSPLOITASI

PENGOLAHAN

TRANSPORTASI

PENYIMPANAN

NIAGA

PEMANFAATAN

C GAS MELALUI PIPA

S

BBG

IMPOR LPG

LNG

GAS

S

C

P

RT

BBG

RG

C S

LPG

R

BBG

St

C CNG S

St

P

BBG

EKSPOR GAS

EKSPOR MINYAK

C S

R

P

St

T

BBM

C S

R

T

Max 10% BBN

St

BBM

IMPOR MINYAK

C

MIXING >10%-<100% BBN

IMPOR BBM

PROSES DAN

BBL

C

BAHAN BAKU DARI SEKTOR LAIN

T

R

S

Separator

R

Kilang

RT

Receiving Terminal

C

Konsumen

P

Pipa

T

Tangki

RG

Regasifikasi

St

Stasiun

100% BBN

St

BBL

Gambar 2.13 Sistem Penyediaan Bahan Bakar Nasional


27

Kondisi Pasar Gas Bumi 1200 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0

2005

2006

2007

2008

2009

PUPUK

PET. KIMIA

LPG

PLN

PEMAKAIAN SENDIRI

KILANG

KONDENSASI

PGN

INDUSTRI LAIN

SUSUT + FLARE

2010

Gambar 2.14 Pemanfaatan Gas Bumi Domestik 2005-2009

Perkembangan permintaan Gas Bumi di Indonesia, khususnya di Pulau Jawa semakin meningkat guna memenuhi kebutuhan industri dan pembangkit listrik. Pada tahun 2020 diperkirakan permintaan gas akan mencapai 10,7 TCF (skenario rendah) atau 12 TCF (skenario tinggi). Dari sisi pasokan, cadangan gas Indonesia diperkirakan masih cukup untuk 50 tahun ke depan apabila dilihat dari rasio cadangan terhadap produksi (Reserve

to Production

).

KRAKATAU STEEL 0.6 % 54.7 MMSCFD

Sebagian cadangan gas Indonesia terletak di luar Pulau Jawa, yaitu di Natuna (51,46 TCF), Kalimantan

Timur

(18,33

TCF),

Sumatera

Selatan (17,90 TCF), dan Papua (24,32 TCF).

PLN 7.9% 737.0 MMSCFD

LPG 0.6 % 57.2 MMSCFD KONDENSAT 0.2 % 15.2 MMSCFD

PGN 8.4 % 787.6 MMSCFD

PETROKIMIA 1.0 % 92.4 MMSCFD

INDUSTRI LAIN 5.6 % 519.8 MMSCFD

PEMAKAIAN SENDIRI 11.2 % 1,041.7 MMSCFD

KILANG 0.8 % 78.1 MMSCFD PERTAMINA 1.045 BSCFD

TOTAL PRODUKSI 9.336 BSCFD

KPS 8.291 BSCFD

PUPUK 6.6 % 618.5 MMSCFD

GAS PIPA 9.6 % 803.4 MMSCFD

DOMESTIK 48.3 % 4,508,7 MMSCFD

EKSPOR 51.7 % 9,335.9 MMSCFD

*) Status until Nop 2009 LNG 39.8 % 3,314.0 MMSCFD

Gambar 2.15 Produksi dan Pemanfaatan Gas Bumi Th. 2009

28


SUSUT +FLARE 5.4 % 506.6 MMSCFD


29

Infrastruktur Kilang Minyak Kebutuhan akan bahan bakar minyak dan

pasar impor. Total kapasitas kilang terpasang

gas bumi di dalam negeri secara langsung

saat ini sebesar 1,157 juta barel per hari

menuntut adanya ketersediaan fasilitas pengo-

dengan produksi BBM dalam kisaran 650 juta

lahan migas (kilang) yang memadai, baik dari

barel per hari. Diantara kilang terpasang

segi kapasitas maupun produksi. Indonesia

tersebut, terdiri dari kilang Pertamina dengan

saat ini mempunyai beberapa jenis fasilitas

kapasitas terpasang 1.047,3 ribu barel per hari

pengolahan migas, diantaranya adalah kilang

ditambah kilang PPT Migas Cepu dengan

BBM, kilang LPG dan kilang LNG.

kapasitas terpasang sebesar 3,8 ribu barel per hari dan kilang minyak swasta TWU sebesar

Kondisi sekarang, sekitar 63% kebutuhan BBM domestik dipasok dari 10 kilang dalam

6.000 barel per hari dan kilang minyak TPPI dengan kapasitas 100 ribu barel per hari.

negeri, sedangkan sisanya diperoleh dari

UP II Dumai

PT. PATRA SK

UP VI Balongan

PT. TPPI

UP V Balikpapan

South China Sea

Pacific Ocean

UP II Sungai Pakning

UP III Plaju

UP IV Cilacap

PUSDIKLAT CEPU

Gambar 2.17 Peta dan Lokasi Kilang Minyak Bumi

30


UP VII Kasim

Infrastruktur Gas Bumi Kilang LPG

Kilang LNG

Untuk produksi LPG tahun 2010 diperkirakan adalah

Dengan beroperasinya kilang LNG BP Tangguh, produksi

sebesar 2,44 juta ton. Meningkat (15,09%)

LNG dalam negeri saat ini dipenuhi oleh 3 kilang LNG yaitu

daripada tahun 2009 sebesar 2,12 juta ton. Peningkatan ini

kilang PT Arun, PT Badak dan BP Tangguh. Produksi LNG

didukung oleh adanya produksi LPG dari PT Badak

tahun 2010 diperkirakan adalah sebesar 24,10 juta ton, sedikit

(Bontang), Hess (Pangkah) dan PT Media Karya Sentosa

mengalami penurunan dari tahun sebelumya yang mencapai

(Gresik), yang mulai memproduksi LPG pada tahun 2009.

20,92 juta ton. Berikut adalah grafik produksi LNG lima tahun

Berikut ini adalah profil produksi LPG dalam negeri selama

terakhir.

lima tahun terakhir.

Tabel 2.3 Daftar Kilang LPG yang Beroperasi

BADAN USAHA

LOKASI

LPG dari Kilang Minyak PT. Pertamina (Persero) PT. Pertamina (Persero) PT. Pertamina (Persero) PT. Pertamina (Persero) PT. Pertamina (Persero) LPG dari Kilang Gas Pola Hilir PT. Pertamina (Persero) PT. Sumber Daya Kelola PT. Medco LPG Kaji PT. Titis Sampurna PT. Maruta Bumi Prima PT. Surya Esa Perkasa PT. Odira Energy Persada PT. Media Karya Sentosa PT. Yudhistira Haka Perkasa PT. Wahana Insannugraha LPG dari Kilang Gas Pola Hulu PT. Pertamina (Persero) Chevron Petrochina Petrochina Conoco Hess

TON/HARI

MMTPA

Dumai Musi Cilacap Balikpapan Balongan

185 360 630 250 1500

0.068 0.131 0.230 0.091 0.548

Mundu Tugu Barat Kaji Prabumulih Langkat Lembak Tambun Gresik Cilamaya Cemara

100 18 200 200 46.57 125 150 160 120 102.3

0.037 0.007 0.073 0.073 0.017 0.046 0.055 0.058 0.044 0.037

Bontang T. Santan Arar Jabung Belanak Ujung Pangkah

2,740 247 38 1,315 1,151 247

1.000 0.090 0.014 0.480 0.420 0.090

9,884

3.608

TOTAL YANG BEROPERASI Tabel 2.4 Daftar Kilang LNG yang Beroperasi

BADAN USAHA PT. Arun PT. Badak BP Tangguh

TOTAL YANG BEROPERASI

LOKASI NAD Bontang Tangguh

TON/HARI

MMTPA

59,274.78

20,817.39

12.85 21.64 7.6

115,290

42.09

35,197.83

Peluang Investasi dalam Industri Migas


31

Pengangkutan, Penyimpanan & Niaga NAD 228,861 KL

UPMS I 848,214 KL

Riau & Kep. Riau 93,981 KL

Kalbar 7,000 KL

UPMS VI 236,368 KL

Kaltim 9,073 KL

UPMS VII 224,140 KL

UPMS VIII 282,544 KL

Sumut 32,815 KL

UPMS II 205,509 KL

Jakarta dan Banten 458,198 KL

UPMS III 1,235,850 KL

Jawa Tengah 2,000 KL

Jawa Timur 75,471 KL

UPMS IV 467,470 KL

UPMS V 660,575 KL

Gambar 2.18 Fasilitas Penyimpanan BBM (di luar fasilitas BU Niaga)

Pengangkutan dan Penyimpanan

Niaga

Usaha pengangkutan hilir migas selama ini meliputi

Kegiatan usaha niaga migas meliputi kegiatan impor

usaha pengangkutan BBM dan usaha pengangkutan gas

BBM, ekspor produk kilang maupun penjualan produk kilang

(LPG, gas pipa dan CNG).

ke konsumen domestik. Kegaiatan tersebut bisa dilakukan

Usaha penyimpanan BBM maupun gas (LPG, LNG) di

dalam bentuk usaha niaga dengan aset maupun tanpa aset

Indonesia telah melibatkan peran swasta dan badan usaha

(trader). Bentuk usaha serupa juga dapat berlaku dalam

milik negara dalam pembangunannya, guna mendukung

pengusahaan gas bumi yang terkait dengan kegiatan ekspor

kecukupan suplai kebutuhan BBM maupun gas di tiap

LNG maupun impor LNG yang dilakukan oleh trader.

wilayah.

dangkan penjualan gas bumi ke konsumen melalui pipa

Berdasarkan data Ditjen Migas tahun 2010, jumlah tangki

Se -

maupun bejana khusus (dalam bentuk tabung) dapa t dilaku-

penyimpanan BBM darat milik Pertamina dan badan usaha

kan oleh usaha niaga umum.

lain mencapai 1.611 tangki dengan total kapasitas 5,348 juta

izin usaha niaga dapat melakukan kegiatan pengangkutan

kiloliter. Dari jumlah tersebut, 54% terkonsentrasi di Pulau

dan atau penyimpanan sebagai penunjang usaha niaganya

Jawa, Bali dan Nusa Tenggara.

sepanjang tidak ada transaksi usaha pada rangakaian kegiatan usaha niaganya.

32


Badan Usaha yang memiliki

Peluang

Investasi Migas

3

central processing plant, offshore java

Sejak jaman dahulu, Indonesia telah menjadi salah satu

turut mengembangkan lapangan yang sudah berproduksi

negara tujuan investasi di bidang minyak dan gas bumi yang

melalui teknologi pengangkatan buatan (EOR) atau turut serta

banyak diminati. Potensi kekayaan alam yang ada menjadi

dalam pengelolaan sumur tua.

daya tarik tersendiri bagi i nvestor. Untuk menggairahkan iklim

Di sektor Hilir, pluang bisnis muncul pada setiap kegiatan

investasi, Pemerintah Indonesia membuat kebijakan dan

usaha hilir yaitu pengolahan, pengangkutan, penyimpanan

strategi perencanaan energi yang tepat. Berbagai kemuda -

dan niaga. Dengan melihat kebutuhan energi nasional yang

han dan insentif dikeluarkan agar dapat menarik investor lokal

terus tumbuh tentu memerlukan prasarana baru untuk

maupun asing untuk menanamkan modalnya di usaha Hulu

memenuhinya seperti pembangunan kilang baru atau

Migas Indonesia.

upgrading, pembangunan pipa gas, sarana pengangkutan

Industri Migas adalah industri yang bersifat padat modal

dan penyimpanan sampai dengan penjualan melalui SPBU

dan melibatkan banyak sekali pekerjaan untuk penyediaan

(Stasiun Pengisian Bahan Bakar Umum) atau pengisian gas

barang maupun jasa. Pada kegiatan hulu, peluang bisnis

yang sekarang ini marak.

yang timbul adalah sebagai pelaku kontrak kerjasama (kontaktor kontrak kerja sama) migas atau CBM (Coal Bed Methane) baik untuk lapangan baru maupun lapangan marginal/ mature. Selain itu juga terbuka kesempatan untuk


33

Eksplorasi Blok

Status KKKS akhir tahun 2009 :

225 KKKS

Seperti telah disebut sebelumnya, Indone -

terdiri dari 158 Eksplorasi,

sia mempunyai 60 cekungan sedimen yang berpotensi mengandung hidrokarbon. Dari 60

17 PoD dan 50 Produksi

cekungan, 22 cekungan sedimen sama sekali belum pernah dilakukan kegiatan pengeboran eksplorasi.

Ditinjau

dari

rasio

Wilayah Kerja (WK) CBM yang ada

penemuan

20 buah

cadangan, Indonesia termasuk wilayah yang cukup menjanjikan dibanding negara-negara di Asia Tenggara, yaitu mencapai rata-rata sekitar

7 WK ditandatangani tahun 2008

30%. Faktor keberhasilan (Success Ratio) dari kegiatan

eksplorasi,

termasuk

dan 13 WK pada tahun 2009.

deliniasi

rata-rata mencapai 38%, sedangkan keberhasilan untuk sumur taruhan (wild cat) rata-rata lebih tinggi dari 10%. Sebagian besar lokasi cekungan yang menarik

untuk pengembangan

blok baru

tersebut terletak di kawasan Timur Indonesia dan berlokasi di offshore. Diantara lokasi cekungan sedimen tersebut adalah di sekitar pulau Sulawesi Offshore, Nusa Tenggara Offshore, Halmahera dan Maluku, serta Papua Offshore. Disamping rasio penemuan yang kompetitif, biaya penemuan (Finding )Cost untuk cekungan di kawasan yang sebagian besar berlokasi di offshore, juga relatif lebih rendah dibandingkan dengan wilayah lain di Asia Tenggara.

Gambar 3.1 Peta Wilayah Kerja Migas

Dengan rata-rata biaya penemuan migas yang rendah, berdampak pada resiko investasi terutama untuk modal awal yang besar pada lokasi offshore. Dengan kondisi-kondisi diatas, Indonesia bisa dibilang sebagai wilayah yang sangat menjanjikan bagi investasi migas. Sampai dengan akhir tahun 2010 status Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) berjumlah 246 KKKS.

7 CBM Contracts signing in year 2008: 1)

Sekayu

2 )13B en ti an Be sa r 3) I ndragiriHulu 4 ) K ut ai

5)

BaritoBanjarI

6 ) B ar it oB an ja rI I 7) SangattaI

3 CBM Contracts signing in Mei2009: 8)

OganKomering

9 ) S an ga tt aI I 10) Tabulako

5 CBM Contracts signing in August 2009 :

5 CBM Contracts signing in November2009 :

11) TanjungEnim

16) Batangasin

12) OganKomeringII 13) PulangPisau 14) BaritoTapin 15) Kotabu

Gambar 3.2 Peta Wilayah Kerja CBM

34


17) Muara Enim 18) Rengat 19) Sanga-Sanga 20) Barito

Pengembangan Lapangan Produksi Lebih dari 90% lapangan eksisting di

tertinggi dan sekarang pada kondisi masa

Indonesia saat ini telah mengalami penurunan

penurunan dari produksi primary recovery .

rata-rata sebesar 12% per tahun. Untuk

Belakangan ini pemerintah telah berusaha

memacu

lapangan

meningkatkan produksi minyak melalui pening-

eksisting bisa dilakukan dengan menggunakan

katan recovery dari lapangan Brown Field.

beragam teknologi pengeboran, seperti infill

Beberapa metode yang biasa dilakukan untuk

drilling, work over, dan Enhance Oil Recovery

meningkatkan

(EOR). Saat ini pemerintah dengan segala

lapangan Brown Field diantaranya adalah

kebijakan dan regulasinya, telah mendorong

dengan metode work over dan stimulation

kegiatan pengembangan lapangan eksisting

maupun infill drilling dengan mengunakan

lewat mekanisme penawaran bagi hasil baru

sumur horisontal. Jumlah lapangan Brown

maupun model insentif. Kondisi tersebut meru-

Field di Indonesia diperkirakan 255 lapangan

pakan peluang yang menarik bagi investor

saat ini, dengan metode insentif dan pena -

dalam menanamkan modalnya untuk pengem-

waran kontrak baru dari pemerintah, pengem -

bangan lapangan eksisting, salah satunya

bangan lapangan ini tentu akan memberikan

melalui metode EOR atau pengurasan lanjut.

peluang investasi di sektor Hulu Migas.

Lapangan Marginal

Lapangan Frontier

peningkatan

produksi

perolehan

minyak

pada

Lapangan minyak bumi status Marginal

Saat ini terdapat 22 cekungan yang belum

saat ini sebanyak 52 lapangan. Pemerintah

dieksplorasi, di mana sebagian besar terletak

menawarkan beberapa model insentif, dianta -

di daerah laut dalam. Beberapa lapangan

ranya adalah dengan bagi hasil secara khusus,

Minyak Bumi di daerah frontier juga belum

membebaskan DMO (DMO Holiday) serta

tergarap. Kegiatan eksplorasi dan eksploitasi

Drilling operation, Ciasem offshore

beberapa insentif lainnya untuk menggarap lapangan marginal. Peluang investasi untuk lapangan baru dengan status Marginal untuk saat ini masih menarik kondisi pengembangan lapangan yang kurang ekonomis bisa dihindari karena penerapan beberapa insentif serta kondisi harga minyak yang relatif tinggi. Untuk mendorong pengembangan Lapa ngan Marginal, pemerintah c.q Menteri ESDM mengeluarkan Permen ESDM No. 0008 Tahun 2005 tentang Insentif Pengembangan Lapa ngan Minyak Bumi Marginal. Berdasarkan Permen MESDM No. 0008/2005 ini insentif diberikan

berupa

pemberian

tambahan

pengembalian biaya operasi sebesar 20% jika rate of return yang diperoleh kontraktor lebih kecil dari 15%. Lapangan Brown Field

Hampir semua lapangan di Indonesia sudah mengalami masa puncak produksi


35

Pengembangan Lapangan Produksi di daerah frontier dan laut dalam tentu membu tuhkan teknologi tinggi dan membutuhkan

Pengusahaan Sumur Tua Selain kesempatan investasi di wilayah kerja baru, peluang investasi juga terbuka

dana yang besar.

untuk mengusahakan dan memproduksikan Sedangkan untuk blok yang berada di

Minyak

Indonesia Timur khususnya dan sebagian

(mature

daerah barat dengan kondisi serupa, di mana

conditions-nya dibedakan dari kontrak bagi

tidak tersedia data sub surface yang memadai,

hasil konvensional. Untuk pengusahaan dan

pemerintah memberikan kemudahan dengan

pemroduksian minyak di Sumur Tua, Pemerin -

menerapkan model kontrak di mana kontraktor

tah c.q Menteri ESDM telah mengeluarkan

tidak

Peraturan Menteri ESDM No. 01 Tahun 2008

berkewajiban

untuk

menyampaikan

Bumi field)

di

lapangan-lapangan mengingat

tentang

pada 3 tahun pertama; dalam hal ini kontraktor

bangan Minyak Bumi pada Sumur Tua.

hanya

survei

Berdasarkan Permen MESDM No. 01/2008 ini

seismik, di mana kontraknya dibatasi maksimal

KUD, BUMD, Usaha Kecil atau Koperasi

3 tahun. Apabila hasil survei seismik tidak

berkesempatan mengusahakan dan mem -

menemukan prospek yang siap di bor, maka

produksikan minyak di Sumur Tua bekerja

kontrak diakhiri.

sama dengan Kontraktor KKS dengan

melaksanakan

Pengusahaan

and

komitmen pasti berupa pemboran eksplorasi diwajibkan

Pedoman

terms

tua

Pertam -

me -

kanisme imbal hasil. Farm In - Farm Out Dalam penawaran wilayah kerja, dikenal istilah Farm In - Farm Out, yaitu pengalihan interest dari pemegang wilayah kerja yang ada ke perusahaan lain atau bentuk konsorsium. Beberapa investor lebih menyukai metode Farm In maupun membeli melalui participating interest dari suatu wilayah kerja yang jelas sudah berproduksi, dengan alasan masalah resiko

investasi

yang

lebih

rendah

dan

prosesnya yang lebih cepat. Pada tahun 2010, proses pengalihan interest mencapai 33 kasus yang telah disetujui pemerintah.

36


Pengusahaan CBM Coal Wilayah Kerja Gas Metana Batubara/

Usaha/Bentuk Usaha Tetap yang telah melaku-

Bed Methane (CBM)adalah daerah tertentu

kan Evaluasi Bersama maupun Studi Bersama

yang diberikan kepada Badan Usaha atau

hanya mempunyai hak untuk minimal meny -

Bentuk Usaha Tetap di dalam Wilayah Hukum

amakan terhadap penawaran tertinggi (right to

Pertambangan Indonesia untuk melaksanakan

match).

Pengusahaan Gas Metana Batubara. Wilayah

Kerja

Gas

Metana

Batubara

berasal dari : 1. Wilayah Terbuka Gas Metana Batubara Deepseaice Drill Rig, Bintumi

(sepenuhnya) 2. Wilayah Kerja yang tersedia (tidak ada peminat/pemenang pada proses tender sebelumnya) 3. Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi 4. Wilayah Pertambangan Batubara (PKP2B/KP Batubara) 5. Wilayah Tumpang Tindih antara Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi dan Wilayah Kerja Pertambangan Batubara. Berdasarkan Permen ESDM No. 036 Tahun 2008 Kontraktor Migas yang telah memenuhi komitmen pasti 3 tahun pertama masa eksplorasi di Wilayah Kerja Migas dan Kontraktor PKP2B/Pemegang KP Batubara yang telah melakukan

kegiatan

eksploitasi

batubara

paling sedikit 3 tahun di Wilayah PKP2B atau Wilayah

KP

Batubara

diberi

kesempatan

pertama untuk mengajukan Penawaran Lang sung melalui Evaluasi Bersama. Sedangkan pada wilayah tumpang tindih antara Wilayah kerja Migas dan Wilayah PKP2B/KP Batubara, Kontraktor Migas diberi kan kesempatan pertama untuk mengajukan usulan Penawaran Langsung melalui Evaluasi Bersama. Prosedur penawaran semua Wilayah Kerja CBM, baik untuk Evaluasi Bersama maupun Studi Bersama melalui proses lelang. Badan


37

Kebutuhan BBM dan

Rencana Pembangunan Kilang Baru MUBA KAPASITAS: 0,8 MBSD

PRIVATE, UNDER CONSTRUCTION PLANNING TAMBAHAN KAPASITAS 550,8 MBSD

BANTEN I KAPASITAS: 150 MBSD

BALONGAN II KAPASITAS: 200 MBSD

TUBAN KAPASITAS: 200 MBSD

Gambar 3.3 Rencana Pembangunan Kilang Minyak Tabel 3.1 Pembangunan Kilang Baru Kilang BBM

Nama Proyek

Kapasitas (MBSD)

Tahun Operasi

Kebutuhan BBM dalam negeri saat ini

Kilang Banten tahap I

150

2014

sekitar 37% dipenuhi dari impor. Dengan

Balongan Refinery II

200

2016

meningkatnya kebutuhan BBM dari tahun ke

Tuban Jatim

200

2015

tahun, ketergantungan Indonesia terhadap impor BBM diperkirakan akan semakin mening-

Tabel 3.2 Revitalisasi Kilang Minyak

kat. Melihat kondisi yang ada, pemerintah

Kapasitas

Tahun

(MBSD)

Operasi

Upgrading Kilang Minyak Cilacap

20

2013

14,5

2013

kilang minyak baru maupun rencana revitalisasi

Refurbisment Kilang Plaju (perbaikan unit FCC) Revamping Kilang Minyak Dumai

Up to 200

2014

kilang minyak yang telah ada. Program Revital-

Upgrading Kilang Minyak Balikpapan

40

2015

mendorong

adanya

pembangunan

kilang

Nama Proyek

minyak baru untuk meningkatkan kehandalan penyediaan BBM dari dalam negeri. Ada

isasi

beberapa

Kilang

rencana

Minyak

ini

pembangunan

diluncurkan

oleh

Pertamina pada tahun 2008 untuk mengejar secara cepat kebutuhan tambahan kapasitas penyediaan BBM yang saat ini sepertiganya Dengan adanya rencana-rencana pem bangunan kilang tersebut, maka kebutuhan ke

depan

dapat

diproyeksikan

sebagaimana Gambar 3.4. kilang

1,500,000 1,200,000

- Pertumbuhan demand sebesar 5 % per tahun - Suplai BBM = Produksi DN + Impor - Akhir th 2009 Kilang Tri Wahana Universal (6 ribu barel/hari) dan Kilang Muba (0,8 ribu barel/hari) mulai beroperasi. - Akhir th 2014 Kilang Banten (150 ribu barel/hari) mulai beroperasi - Akhir th 2015 Kilang Balongan II (200 ribu barel/hari) mulai beroperasi - Akhir th 2016 Kilang Tuban (200 ribu barel/hari) mulai beroperasi.

900,000 600,000

Peran investor sangat diperlukan dalam pembangunan

2,100,000 1,800,000

masih diimpor.

BBM

Volume (bbl/hari)

BBM,

mengingat

teknologi dan biaya pembangunan yang relatif mahal.

300,000 0 2000 Konsumsi

2005 2010 Produksi DN

2015 Suplai BBM

Gambar 3.4 Proyeksi Kebutuhan BBM

38


2020 BBN

Kebutuhan BBM dan

Rencana Pembangunan Kilang Baru MMSCFD 14,000

MPTA 7000

12,000

Production

6000

POTENTIAL DOMESTIC

POTENTIAL EXPORT

10,000

Import

5000

POTENTIAL DOMESTIC

8,000 4000

PELUANG BISNIS LPG

COMMITED DOMESTIC

6,000 3000 4,000

2000

CONTRACTED EXPORT

2,000

1000

CONTRACTEDDOMESTIC

0 2005

2010

2015

2020

Gambar 3.5 LPG Supply - Demand

Kilang LPG Sejak diberlakukannya UU Migas, kesempatan berbisnis

0

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Gambar 3.6 Gas Supply - Demand (2007 - 2015)

Kilang LNG Kilang LNG sekarang ini ada tiga lokasi, yaitu Arun,

LPG terbuka lebar. Ini karena pihak-pihak selain Pertamina

Bontang

berkesempatan memasuki bisnis LPG. Kesempatan ini pun

penemuan lapangan gas yang relatif besar, maka untuk

direspon positif oleh para pelaku usaha. Ini terlihat dari

masa-masa mendatang pemerintah merencanakan penam -

adanya LPG yang dipasarkan dengan merk-merk seperti Blue

bahan kilang LNG di Natuna, Donggi-Senoro dan Masela,

Gas dan My Gas selain merk Pertamina sendiri.

selain optimasi di kilang eksisting. Peluang untuk investasi

dan

Tangguh.

Dikarenakan

kebutuhan

dan

LPG dapat dihasilkan dari kilang minyak maupun kilang

pengembangan maupun pembangunan kilang LNG masih

gas. Kilang LPG yang berbahan baku gas bumi ada yang

terbuka luas saat ini, mengingat di masa depan kebutuhan

mengikuti pola hulu atau pola hilir. Untuk kilang LPG pola hulu

akan bahan bakar gas semakin besar dan diprioritaskan.

umumnya dimiliki oleh Kontraktor Kontrak Kerja Sama

Sama halnya dengan kilang LPG, kilang LNG ada yang

(KKKS), sedangkan kilang LPG pola hilir dimiliki oleh Badan

mengikuti pola hulu dan ada pula yang mengikuti pola hilir.

Usaha yang telah memperoleh izin usaha pengolahan gas

Yang termasuk kilang LNG pola hulu adalah kilang PT Arun (di

bumi yang diterbitkan oleh pemerintah.

NAD, 12,85 MMTPA), kilang PT Badak (di Bontang, Kaltim,

Peluang usaha LPG sendiri kedepan semakin prospek

21,64 MMTPA) dan kilang LNG BP (di Tangguh, 7,6 MMTPA).

mengingat adanya kebijakan konversi minyak tanah ke LPG.

Sedangkan yang termasuk kilang LNG pola hilir adalah milik

Dengan kebijakan ini diperkirakan pasar LPG dalam negeri

PT Senoro Donggi LNG (di Sulawesi Tengah, 2 MMTPA). Pada

akan meningkat tajam, dari kisaran 1,2 juta MT/th menjadi 5,6

tahun 2014 rencananya akan dibangun kilang LNG dengan

juta MT/th pada tahun 2012.

kapasitas 335 MMSCFD. Pembangunan kilang LNG ini

Pada tahun 2009 beberapa kilang LPG mulai beroperasi

melengkapi kebutuhan infrastruktur untuk memenuhi paso -

antara lain : Conoco Philips (Natuna, 420 MTPA), Hess (Ujung

kan gas alam cair di Jawa dan Sumatera dimana pemerintah

Pangkah, 90 MTPA), PT. Media Karya Sentosa (Gresik, 58

akan membangun tiga terminal penampungan gas alam cair

MTPA), PT. Yudhistira Haka Perkasa (Cilamaya, 44 MTPA), PT.

(Floating Storage Receiving Terminal, FSRT). FSRT ini diban -

Wahana Insan Nugraha (37 MTPA) dan PT. Badak (Bontang,

gun di Sumatera Utara, Jawa Timur dan Jawa Barat, diperkira -

1000 MTPA). Sedangkan tahun 2010 ini PT. Gasuma Federal

kan mulai beroperasi pada akhir tahun 2011.

Indonesia (Tuban, 22 MTPA) direncanakan mulai beroperasi

Terminal penampungan terapung itu akan dimanfaatkan

pada tahun 2010 dan pada tahun 2011 ada penambahan 131

untuk menampung pasokan LNG dari Blok Tangguh dan Blok

MTPA lagi dari PT. Tuban LPG Indonesia.

Mahakam Kalimantan serta LNG dari lokasi lain seperti Qatar.


39

Pengangkutan,Penyimpanan & Niaga Pengangkutan dan Penyimpanan Migas

Dengan semakin terbatasnya keleluasaan pasokan BBM ke SPBU-SPBU di Jawa yang padat penduduk maka diperlukan sarana transportasi

yang

aman

dan

kl/th. Dengan jumlah SPBU seperti di atas, maka rata-rata penjualan setiap SPBU pada 2010 berada pada kisaran 21 kl/hari. Nilai ini masih cukup menarik bila ditinjau

mampu

dari margin BBM jenis Premium dan Solar

mengangkut BBM dalam jumlah besar dan

adalah Rp 180/l serta Pertamax Rp 325/l.

sebagai mata rantai dalam pendistribusian

Karena dengan nilai investasi awal di luar ta nah

BBM, ketersediaan infrastruktur penyimpanan

berkisar antara Rp 3,5 - 4,5 milyar, diharapkan

juga sangat penting.

investasi dapat kembali dalam jangka 7 tahun.

Terlebih mengingat

kondisi geografis Indonesia yang kepulauan.

Dengan meningkatnya jumlah kendaraan

Mengingat infrastruktur penyimpanan yang

bermotor serta berubahnya komposisi jenis

ada saat ini masih terkonsentrasi di Pulau Jawa

kendaraan (saat ini didominasi oleh sepeda

(48%), maka sangat perlu dikembangkan

motor), maka peluang membangun SPBU baru

penyimpanan BBM di luar pulau Jawa yang

juga terbuka.

disesuaikan

dengan

masing-masing

tingkat

daerah untuk

konsumsi mendukung

kelancaran pendis tribusian BBM. Hal ini memberikan peluang bagi badan usaha dalam usaha penyimpanan BBM khususnya bagi daerah-daerah di luar Pulau Jawa. Selain fasilitas penyimpanan untuk BBM, fasilitas penyimpanan untuk minyak mentah juga diperlukan mengingat besarnya impor minyak mentah domestik. Sebagian besar impor berasal dari Timur Tengah untuk kebutuhan kilang Cilacap. Niaga Migas

Untuk mengantisipasi kebutuhan BBM dalam negeri yang meningkat, perlu diadakan fasilitas pendukung yang memadai. Untuk itu di beberapa tempat dibangun transit terminal baru, pemeliharaan dan pembangunan sarana lainnya seperti Depot Pengisian Pesawat Udara (DPPU) dan Stasiun Pengisian Bahan Bakar (SPBU) melalui pola swastanisasi. Bisnis SPBU di Indonesia memiliki prospek yang cerah. Saat ini jumlah SPBU di Indonesia hanya sekitar 3.547 SPBU, dimana 3.515 buah dimiliki oleh PT. Pertamina dan sisanya dimiliki oleh Badan Usaha Swasta. Besaran konsumsi BBM untuk transportasi pada kisaran 30an juta

40


Fasilitas Pengangkutan dan Niaga

Peluang Investasi

Usaha Penunjang Migas Juta US$ 12.000 10.000 8.000 6.000 4.000 2.000 0

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Total

5.867,62

8.167,00

8.523,90

10.737,00

12.096,00

11.344,71

12.454,48

Produksi

3.799,49

5.298,38

5.405,50

6.954,46

7.374,22

6.895,98

7.195,44

Pengembangan

1.400,50

1.893,15

2.069,43

2.318,15

2.819,99

2.880,92

2.924,14

667,64

975,46

1.048,97

1.464,39

1.901,79

1.567,81

2.334,90

Eksplorasi

Gambar 3.7 Nilai Investasi Hulu Migas Dengan

meningkatnya

kegiatan

usaha

Tabel 3.3 Proyek Infrastruktur Bidang Migasi 2011 - 2014

Minyak dan Gas Bumi membawa dampak terhadap kegiatan usaha penunjang migas dengan

memaksimalkan

potensi

nasional.

NO 1

KAPASITAS & INVESTASI (US$ JUTA)

PROYEK Produksi Min yak dan Gas Bumi

Peluang bisnis bagi usaha penunjang migas berkaitan

dengan

usaha-usaha

pencarian

cadangan migas, peningkatan produksi migas

2 Kilang minyak

dibidang usaha hulu migas dan usaha-usaha peningkatan

pelayanan

melalui

pengem -

bangan jenis dan kapasitas fasilitas penyaluran produk migas di bidang usaha hilir migas.

3 Tangki BBM

6 Kilang LPG

Peranan Usaha penunjang meliputi Jasa Konstruksi atau Non Konstruksi dan Industri penunjang (material, peralatan dan pemanfaat migas).

Untuk

dibutuhkan

Jasa

dalam

Konstruksi

pembangunan

terutama

7 Kila ng Hasil Olahan

platform

mengingat kedepannya eksplorasi mengarah

8 LNG Receiving Terminal

ke laut. Sedangkan Jasa Non Konstruksi banyak dibutuhkan mulai dari jasa survei seismik sampai dengan pelatihan.

9 Kilang LNG

Industri Penunjang juga sangat dibutuhkan dalam menunjang efektifitas eksplorasi dan eksploitasi. Industri pipa, casing dan tubing,

10 Jaringan Transmisi Gas

11 Pipa Distribusi

Wellhead, dan bahan kimia merupakan produk unggulan dan terbesar yang dibutuhkan oleh

12 Pipa Gas Untuk Rumah Tangga

sektor hulu. 13 CNG (Mother Station)

14 LPG (Depo dan Filling Plant)

15 Pemanfaatan Gas Untuk Angkutan Umum (Pembangunan SPBG)

MBOPD (Minyak) MMSCFD (Gas) Investasi (BUMN) Investasi (SWASTA) Unit/Lokasi Barel/hari Investasi (BUMN) Investasi (SWASTA) Unit/Lokasi KL Investasi (SWASTA) U ni t/ Lo ka si (Ton/hari) Investasi (APBN) Investasi (BUMN) Investasi (SWASTA) Unit/Lokasi (Ton/tahun) (BPD) (Ton/hari) Investasi (SWASTA) Un it /Lo ka si (MMSCFD) Investasi (BUMN) Investasi (SWASTA) Unit (MMSCFD) Investasi (BUMN) Ruas Km Investasi Unit/Lokasi Km Investasi (BUMN) Investasi (SWASTA) Unit/Lokasi SR Investasi (APBN) Unit/Lokasi MMSCFD Investasi (SWASTA) Unit/Lokasi M.Ton/Hari Investasi (SWASTA) Kota Unit Investasi (APBN)

TAHUN 2011

2012

TOTAL 2013

2014

970 8.915

990 8.926

1 8.646

1.01 9.144

4.935 44.552

402

0

106

1.427

2.449

3.92

3.97 1 62 1.438

5.93 1 150 0

19.605 3 337 1.859

4.4

4.4

2.915 0

0

-

-

-

-

-

-

-

2 lokasi 35 10,16

2 k il an g 650

3 k il an g 868 1 3, 44

1 3, 44

1 3, 44

4 k il an g 1.268 4 0, 32

188

-

-

-

188

95,61

28,72

-

-

187,86

1 800

148,03 3 l ok as i 774 182 348,2

1 l ok as i 400 5 55

800 3 54 199,67 5 1.674 387 1601,7

1 l oka si 500 204 698,5 1 335 2.809

1 335 2.809

2 85 48 2 Lokasi 60 100 160,95 4 16 29,6

1 200 135 1 lokasi 218,8 100 129,78 4 16 27,4

2 516 499 -

2 675 389 -

86,96 4 16 29,6

65,22 4 16 31,7

7 1.476 1.071 9 472 300 588,26 20 80 143,9

1 lokasi 1 8,69

1 lokasi 1 1,61

1 1 1,61

1 2 3,18

5 5 20,58

-

-

-

-

1 5 1,5

1 7 10,83

1 7 12,28

1 7 15,81

-

3 21 38,92


41

Rencana Induk

Pipa Transmisi/Distribusi

Gambar 3.8 Rencana Induk Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas Bumi Nasional Peluang investasi di bidang penyediaan

jaringan gas kota. Dalam jangka menengah

infrastruktur gas bumi tidak kalah menariknya.

(2018), target pemerintah adalah terwujudnya

Salah satu infrastruktur yang sangat diperlukan

pembangunan Jaringan Transmisi dan Distri-

adalah

Ketersediaan

busi (termasuk jaringan gas kota) sepanjang

jaringan pipa gas sangat diperlukan untuk

7.558,3 km dan 2.733,15 km seperti terlihat

menunjang proses transmisi dan distribusi Gas

pada tabel 4.8 berikut.

jaringan

pipa

gas.

Bumi. Master Plan Jaringan Transmisi dan

Sedangkan untuk jangka panjang (2025),

Distribusi Gas Bumi Nasional seperti terlihat

diharapkan pembangunan jaringan Transmisi

pada gambar 4.9.

dan Distribusi sepanjang 15.166,6 km dan

Sasaran pemerintah dalam jangka pendek

5.466,3 km dapat terwujud.

(2009) untuk jaringan transmisi dan distribusi, termasuk juga jaringan gas kota adalah penyempurnaan dan pemutahiran Rencana Induk Jaringan Transmisi dan Wilayah Distri-

Tabel 3.4 Master Plan Jaringan Pipa Transmisi dan Distribusi Tahun 2018 Kat ego ri Jar ing an Pip a No

Pulau

busi Gas Bumi Nasional dengan mengacu

Transmisi (Km)

Distribusi (Km)

1

Sumatera

1.661,3

843

2

Jawa

1.654

1.244,15

pasar yang terintegrasi. Selain mengintegrasi-

3

Kalimantan

1.975

302

kan Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas

4

Sulawesi

854

100

5

Natuna Timur

1.414

-

6

Maluku & Papua

pada ketersediaan pasokan dan kebutuhan

Bumi sesuai dengan Rencana Induk Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas Bumi Nasional, pemerintah juga merencanakan tersedianya

42


Total

-

244

7.558,3

2.773,15

4 5

Prosedur dan Tata Tata Cara Cara Prosedur dan

Investasi Migas Migas

Ruang Pelayanan Investasi Migas Terpadu

Untuk memudahkan pelayanan Investasi, Ditjen Migas

Keteknikan dan Lingkungan :

telah membuka ”Investment Center” atau Pelayanan Investasi

- Sertifikasi Nomor Pelumas Terdaftar (NPT)

Terpadu di gedung Plaza Migas Lt. 1, Jl. H.R. Rasuna Said

- Izin Penggelaran Pipa Penyalur untuk Laut

Kav. B-5 Jakarta Selatan.

- Surat Izin Laik Operasi (SILO)

Di ruang pelayanan investasi ini telah disediakan pela

- Izin Penggunaan/Operasi Tangki Penimbun

yanan perizinan baik untuk hulu, hilir maupun penunjang.

- Rekomendasi Teknis AMDAL

Juga disediakan formulir dan persyaratan yang harus

- Surat Keterangan Terdaftar (SKT)

dipenuhi. Daftar perizinan yang bisa dilayani pada Ruang Investasi

Pembinaan Program :

antara lain :

- Surat Kemampuan Usaha Penunjang (SKUP)

Hulu

- Verifikasi Tingkat Komponen Dalam Negeri (TKDN)

- Penggarapan Sumur Tua

- Rekomendasi untuk Rencana Penggunaan Tenaga Kerja

- Farm in – Farm Out - Persetujuan Joint Study - Survei Umum - Perpanjangan Masa Eksplorasi - Rekomendasi POD I

Asing (RPTKA) - Rekomendasi untuk ijin mempekerjakan Tenaga Kerja Asing (IMTA) - Rekomendasi Rencana Impor dan penyelesaian Barang yang dipergunakan untuk Operasi Kegiatan Hulu Migas.

- Persetujuan Joint Evaluation/ Joint Study CBM Demi peningkatan pelayanan dalam proses perijinan di Hilir

lingkup usaha industri migas, Ditjen Migas telah mengeluar -

- Izin Usaha Pengolahan

kan prosedur perijinan baru. Sistem yang digunakan dalam

- Izin Usaha Pengangkutan

prosedur perijinan baru ini adalah FIFO (First In First), Out

- Izin Usaha Penyimpanan

dengan antrian melalui loket Pelayanan Investasi Migas Direk-

- Izin Usaha Niaga Terbatas Terbatas

torat Jenderal Minyak dan Gas Bumi. Loket pelayanan dibuka

- Izin Usaha Niaga BBN (Biofuel)

setiap hari kerja pada pukul 09.00 - 15.00 WIB.


43

Investasi Kegiatan Usaha Hulu Migas TENDER PROCESS REGULAR TENDER

DIRECT PROPOSAL

PREPARATION AND DESIGNING OF WORKING AREA

INVESTOR’S PROPOSAL

•EVALUATION OF REGIONAL GEOLOGY DATA •DATA OF SPECULATIVE SURVEY •MARKET DEMAND •NEW DISCOVERY

DATA EVALUATION AND INTERPRETATION

•

•

•

THE RESULT OF TECHNICAL AND ECONOMIC EVALUATION

EVALUATION BY COMMITTEE

DESIGNING BLOCKS :

EVALUATION OF THE RESULT OF JOINT STUDY

BOUNDARIES OF WORKING AREA TERM & CONDT. OF COORPERATION CONTRACT BID DOCUMENTS

JOINT STUDY (MIGAS + INVESTOR)

WORKING AREAS DETERMINED

ANNOUNCEMENT / TENDER 120 days : Regular Tender 45 days : Direct Proposal

SUBMISSION OF THE PARTICIPATING DOCUMENTS TENDER EVALUATION BY COMMITTEE

DETERMINATION OF THE WINNING BIDDER

CONTRACT SIGNING

Gambar 4.1 Prosedur Penawaran Wilayah Kerja Migas dan Gas Metana Batubara Berdasarkan Peraturan Menteri Energi dan Sumber

bangan batubara. Badan Usaha/Bentuk Usaha Tetap

Daya Mineral Nomor 035 Tahun 2008, penawaran

yang telah mengajukan joint study/joint evaluation

dilakukan melalui:

mendapatkan hak right to match yaitu perubahan penawaran apabila terdapat BU/BUT yang mengaju -

• Lelang (Reguler Tender)

kan penawaran lebih tinggi atas lelang yang telah

Wilayah kerja secara berkala, disiapkan oleh Departe-

dilakukan.

men Energi dan Sumber Daya Mineral cq. Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi.

Prinsip first come first serve merupakan meka nisme penawaran langsung. Usulan Wilayah Kerja dapat berasal dari wilayah terbuka atau wilayah kerja

• Penawaran Langsung (Direct Proposal Tender)

yang belum ada peminatnya (available block ).

Badan Usaha/Bentuk Usaha Tetap (BU/BUT) m engaju-

Dalam jangka waktu 14 hari kerja tidak terdapat

kan usulan Wilayah Kerja kepada Departemen Energi

BU/BUT lain yang berminat atau tumpang tindih lebih

dan Sumber Daya Mineral. Usulan itu ditindaklanjuti

dari 25%, maka usulan akan dinilai oleh tim penilai.

dengan studi bersama (joint study) di wilayah terbuka.

Wilayah kerja akan ditenderkan setelah dinilai layak

Sedangkan

oleh Tim Penilai dan diberikan First Right of Refusal.

evaluasi

bersama

(joint

evaluation)

dilaksanakan di Wilayah Kerja Migas dan pertam -

44


Investasi Kegiatan Usaha Hilir Migas IJIN SEMENTARA

BADAN USAHA

MENTERI ESDM IJIN SEMENTARA

FASILITAS DAN INFRASTRUKTUR

IJIN PERMANEN

Gambar 4.2 Prosedur Perizinan di Kegiatan Usaha Hilir

Menurut Pasal 5 Peraturan Menteri ESDM

Persyaratan teknis :

No.0007 Tahun 2005, secara umum persyara -

1. Studi Kelayakan Pendahuluan (Preliminary

tan pengajuan Izin Usaha Kegiatan Usaha Hilir

feasibility Study);

Migas mencakup hal-hal sebagai berikut:

2. Kesepakatan jaminan dukungan pendanaan atau surat jaminan dukungan pendanaan lainnya;

Persyaratan administrasi :

1. Akte Pendirian Perusahaan dan perubahan yang telah mendapatkan pengesahan dari instansi yang berwenang;

3. Rencana sarana pengelolaan limbah; 4. Rencana studi lingkungan. Selain persyaratan teknis ini, Pasal 10

2. Profil perusahaan (Company Profile);

Permen No.0007 Tahun 2005 menjelaskan

3. Nomor Pokok Wajib Pajak (NPWP);

persyaratan teknis lainnya, yakni bahwa Fasili-

4. Surat Tanda Daftar Perusahaan (TDP);

tas dan sarana pengolahan, pengangkutan,

5. Surat Keterangan Domisili Perusahaan;

penyimpanan dan niaga minyak dan gas bumi

6. Surat pernyataan tertulis di atas materai

hanya dapat dioperasikan setelah mendapat

kesanggupan memenuhi aspek keselama -

Surat Kelayakan Penggunaan Instalasi (SKPI),

tan operasi, kesehatan kerja dan pengelo -

Surat

laan lingkungan hidup serta pengembangan

(SKPP) Ditjen Migas dan dilakukan uji coba

masyarakat setempat;

produksi (commissioning test) oleh Ditjen

7. Surat pernyataan tertulis di atas materai

Kelayakan

Penggunaan

Peralatan

Migas.

kesanggupan memenuhi ketentuan peratu ran perundang-undangan yang berlaku; 8. Persetujuan prinsip dari Pemerintah Daerah mengenai

lokasi

untuk

pembangunan

fasilitas dan sarana (tidak berlaku bagi permohonan Izin Usaha Niaga Terbatas (trading)); 9. Surat pernyataan tertulis di atas materai kesediaan dilakukan inspeksi lapangan.


45

46

Peluang Investasi Sektor ESDM - Listrik


 







REPUBLIK INDONESIA











        

 



PELUANG INVESTASI SUB SEKTOR KETENAGALISTRIKAN


1 1.1.

PENDAHULUAN

L

atar Belakang

enagalistrik merupakan salah satu kebutuhan vital dalam meningkatkan kualitas hidup manusia. Tenaga listrik menjadi penunjang kegiatan masyarakat baik dalam upaya untuk meningkatkan kemakmuran rakyat, mendorong pembangunan ekonomi maupun dalam kehidupan kita sehari-hari. Oleh karena itu, pemerintah selalu memprioritaskan pemenuhan kebutuhan tenaga listrik untuk mendukung pembangunan nasional.

T

Kebijakan pemerintah untuk pembangunan sektor ketenagalistrikan diwujudkan dalam berbagai program kelistrikan dan program listrik perdesaan yang dilakukan oleh instansi pemerintah, seperti perusahaan listrik negara. Pembangunan sarana penyediaan tenaga listrik tersebut dilakukan dengan mempertimbangkan berbagai aspek, terutama aspek sosial dan ekonomi. Persiapan perencanaan pembangunan juga harus memperhatikan kelayakan dari berbagai aspek serta dampak pembangunan yang lain. Program-program pembangunan tersebut membutuhkan sumber daya yang cukup besar dalam bentuk pendanaan dan usaha-usaha yang lain. Pada dasarnya pembangunan sektor ketenagalistrikan di Indonesia masih sangat tergantung pada upaya pemerintah dalam penyediaan aspek pendanaan. Berbagai kebijakan penting telah ditempuh oleh Pemerintah yang mencakup kebijakan yang secara langsung untuk merespon kondisi krisis ekonomi. Kebijakan pendanaan tersebut merupakan langkah lebih lanjut dari keputusan untuk melakukan investasi pembangunan. Sementara di sisi lain, kemampuan pemerintah untuk mengalokasikan dana pembangunan sektor ketenagalistrikan juga sangat terbatas, sehingga langkah pendanaan melalui APBN sangat sulit diharapkan. Bahkan pendanaan yang sedang dalam proses juga akan mengalami berbagai macam kendala dalam pelaksanaannya. Untuk itu,

48


pemerintah perlu melaksanakan upaya-upaya untuk mendapatkan dana pembangunan yang diharapkan, baik bersumber dari dalam negeri maupun pinjaman luar negeri, sehingga dapat diperoleh harga listrik yang murah bagi masyarakat. Kebijakan pendanaan atau investasi yang dikeluarkan pemerintah seyogyanya dapat memberikan informasi yang jelas kepada semua pihak agar calon investor swasta dapat memperoleh kesempatan pertama untuk ikut berpartisipasi dan bersaing secara sehat dengan para kompetitornya. Semakin awal kelengkapan data investasi tersebut disosialisasikan kepada para calon investor untuk memberikan informasi yang simetris kepada semua pihak, maka kelayakan proyek atau penawaran investasi yang diperoleh dari calon investor akan menjadi lebih menarik.

1.2.

L

andasan Hukum

Untuk mengatasi kebutuhan tenaga listrik yang terus meningkat, maka pemerintah membuka kesempatan kepada semua pihak, termasuk pemerintah daerah dan swasta, untuk berpartisipasi dalam pembangunan sektor ketenagalistrikan. Kebijakan tersebut didasarkan pada Undang-undang Nomor 30 Tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan, serta didukung oleh Undang-Undang Nomor 33 Tahun 2004 tentang Pemerintah Daerah dan Undang-Undang Nomor 34 Tahun 2004 tentang Perimbangan Keuangan antara Pemerintah Pusat dan Daerah. Mengingat bahwa pengembangan ketenagalistrikan merupakan bagian yang terpadu dari pembangunan nasional, sehingga perlu diusahakan secara serasi, selaras dan serempak dengan tahapan pembangunan nasional. Dalam melakukan usaha penyediaan tenaga listrik, baik untuk kepentingan umum maupun untuk kepentingan sendiri diatur berdasarkan Undangundang Nomor 30 Tahun 2009, pelaku Usaha Penyediaan Tenaga Listrik Untuk Kepentingan Umum (UKU) yaitu: • Pemerintah dan pemda melalui BUMN dan BUMD melaksanakan UKU. • Badan usaha swasta, koperasi, dan swadaya masyarakat dapat berpartisipasi dalam UKU. • BUMN diberi prioritas pertama. • UKU dilakukan berdasarkan Izin Usaha Penyediaan

Tenaga Listrik yang dikeluarkan oleh Pemerintah atau pemda. Sedangkan jenis Usaha Penyediaan Tenaga Listrik Untuk Kepentingan Umum (UKU) adalah: 1. pembangkitan tenaga listrik; 2. transmisi tenaga listrik; 3. distribusi tenaga listrik; dan/atau 4. penjualan tenaga listrik. Selain jenis usaha seperti tersebut diatas terdapat usaha penunjang yang terdiri dari usaha penunjang itu sendiri dan usaha industri penunjang. Usaha penunjang terdiri dari: 1. konsultansi dalam bidang instalasi penyediaan tenaga listrik; 2. pembangu nan dan pemasang an instala si penyediaan tenaga listrik; 3. pemeriksaan dan pengujian instalasi tenaga listrik; 4. pengoperasian instalasi tenaga listrik; 5. pemeliharaan instalasi tenaga listrik; 6. penelitian dan pengembangan; 7. pendidikan dan pelatihan; 8. laboratorium pengujian peralatan dan pemanfaat tenaga listrik; 9. sertikasi peralatan dan pemanfaat tenaga listrik; 10. s e r t i f i k a s i k o m p e t e n s i t e n a g a t e k n i k ketenagalistrikan; atau 11. usaha jasa lain yang secara langsung berkaitan dengan penyediaan tenaga listrik.

1. 2.

Sedangkan usaha industri penunjang, terdiri dari: usaha industri peralatan tenaga listrik; dan/atau usaha industri pemanfaat tenaga listrik.

Peraturan Pemerintah (PP)

1.

Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik sebagaimana telah diubah dua kali yaitu pertama melalui Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005, dan yang terakhir dengan Peraturan Pemerintah Nomor 26 Tahun 2006. Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 merupakan peraturan pelaksanaan dari Undang-undang Nomor 15 Tahun 1985 tentang Ketenagalistrikan, yang mengatur penyediaan dan pemanfaatan tenaga listrik. Peraturan Pemerintah


49

Landasan Hukum ini dibentuk berdasarkan sistem penyelenggaraan pemerintahan negara yang sentralistrik dengan menitikberatkan kewenangan dan tanggung jawab penyediaan dan pemanfaatan tenaga listrik pada Pemerintah Pusat. Berdasarkan Peraturan Pemerintah ini penyediaan dan pemanfaatan tenaga listrik dilaksanakan berdasarkan rencana umum ketenagalistrikan nasional (RUKN). 2.

3.

Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 merupaka n perubaha n dari Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989, dibuat setelah dibatalkannya Undang-Undang nomor 20 Tahun 2002 tentang Ketenagalistrikan dan diberlakukannya Undang-undang Nomor 32 Tahun 2004 tentang Pemerintahan Daerah, yang menandai dimulainya era penyelenggaraan otonomi daerah. Sehubungan dengan perubahan sistem penyelenggaraan urusan pemerintahan tersebut, maka untuk mewujudkan pelaksanaan kebijakan otonomi daerah dalam penyediaan dan pemanfaatan tenaga listrik diatur pembagian kewenangan antara Pemerintah Pusat dan Pemerintah Daerah dalam hal perizinan, perencanaan dan pengawasan di bidang ketenagalistrikan untuk meningkatkan partisipasi koperasi, badan usaha milik daerah, swasta maupun swadaya masyarakat dan perorangan dalam penyediaan tenaga listrik. Dengan diterbitkannya Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik tersebut memberikan iklim usaha yang lebih kondusif dalam investasi penyediaan tenaga listrik setelah dibatalkannya Undang-undang Nomor 20 Tahun 2002 tentang Ketenagalistrikan oleh Mahkamah Konstitusi pada bulan Desember 2004. Peraturan Pemerintah Nomor 26 Tahun 2006 merupakan perubahan kedua dari Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989. Peraturan tersebut diterbitkan guna mendorong percepatan diversikasi energi untuk pembangkitan tenaga listrik serta untuk meningkatkan investasi swasta dalam usaha penyediaan tenaga listrik. Subsitusi penggunaan bahan bakar minyak ke bahan bakar non-minyak, khususnya batubara ditujukan untuk menurunkan biaya produksi tenaga listrik, oleh karena itu diberikan kemudahan dalam proses pembelian tenaga listrik yang

50


ditujukan bagi program diversifikasi energi dimana pengadaannya dapat dilakukan melalui mekanisme pemilihan langsung. Selain itu, guna mendorong peningkatan investasi dalam usaha penyediaan tenaga listrik, maka pembelian tenaga listrik dari penambahan kapasitas pembangkit (ekspansi) pada pusat pembangkit tenaga listrik yang telah beroperasi dilokasi yang sama, dapat dilakukan melalui mekanisme penunjukan langsung.

Peraturan Menteri (PERMEN)

1.

Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 0010 Tahun 2005 tentang Tata Cara Perizinan Usaha Ketenagalistrikan Untuk Lintas Provinsi Atau Yang Terhubung Dengan Jaringan Transmisi Nasional. Peraturan Menteri ini mengatur tentang perizinan yang menjadi kewenangan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral yaitu usaha ketenagalistrikan untuk kepentingan umum yang lintas provinsi dan tidak terhubung dengan jaringan transmisi nasional, atau usaha ketenagalistrikan yang terhubung dengan jaringan transmisi nasional. Dalam Peraturan Menteri ini, diatur bahwa antar Pemegang Izin Usaha Ketenagalistrikan untuk Kepentingan Umum yang memiliki wilayah usaha maupun dengan Pemegang Kuasa Usaha Ketenagalistrikan dapat bekerjasama untuk jual beli tenaga listrik secara langsung dalam rangka pemenuhan kebutuhan tenaga listrik di wilayah usahanya masing-masing atau dalam rangka peningkatan esiensi usaha.

2.

Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 01 Tahun 2006 tentang Prosedur Pembelian tenaga Listrik Dan/Atau Sewa Menyewa Jaringan Dalam Usaha Penyediaan Tenaga Listrik Untuk Kepentingan Umum. Peraturan Menteri ini diterbitkan untuk menyempurnakan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 09 Tahun 2005, sebagai upaya mempercepat proses kerjasama jual beli tenaga listrik dan/atau sewa menyewa jaringan tenaga listrik antara PT PLN (Persero) dengan investor swasta.

3.

Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 002 Tahun 2006 tentang Pengusahaan Pembangkit Listrik Tenaga Energi Terbarukan

Skala Menengah. Peraturan Menteri ini diterbitkan guna meningkatkan peran serta koperasi dan badan usaha lain dalam usaha penyediaan tenaga listrik yang bersumber dari energi terbarukan dengan kapasitas pembangkit atau daya lebih (excess power) mulai 1 MW sampai dengan 10 MW dan untuk melaksanakan ketentuan Pasal 19 Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 01 Tahun 2006. 4.

Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 04 Tahun 2007 tentang Perubahan Atas Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 01 Tahun 2006. Peraturan Menteri ini diterbitkan sebagai pelaksanaan Pasal 11 ayat (6a) Peraturan Pemerintah Nomor 26 Tahun 2006, yaitu mengenai tatacara pembelian tenaga listrik melalui pemilihan langsung.

5. Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 05 Tahun 2009 tentang Pedoman Harga Pembelian Tenaga Listrik oleh PT PLN (Persero) dari Koperasi atau Badan Usaha Lain. Peraturan Menteri ini menyempurnakan ketentuan harga pembelian tenaga listrik yang telah ditetapkan dalam beberapa Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral, mengingat sudah tidak sesuai lagi dengan dinamika perkembangan ekonomi dan industri. Beberapa ketentuan yang dinyatakan tidak berlaku lagi yaitu: • Ketentuan pasal 14 Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 1122K/20/ MEM/2002 tanggal 12 Juni 2002 tentang Pedoman Pengusahaan Pembangkit Tenaga Listrik Skala Kecil Tersebar; • Ketentuan Pasal 3 Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 002 Tahun 2002 tanggal 18 Januari 2006 tentang Pengusahaan Pembangkit Listrik Tenaga Energi Baru Terbarukan Skala Menengah; • Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 044 Tahun 2006 tanggal 18 Juli 2006 tentang Pembelian Tenaga Listrik Dalam Rangka Percepatan Diversikasi Energi Untuk Pembangkit Tenaga Listrik Ke Batubara Melalui Pemilihan Langsung; • Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 14 Tahun 2008 tanggal 9 Mei 2008 tentang Harga Patokan Penjualan Tenaga Listrik Dari Pembangkit Listrik Tenaga

Panas Bumi; dan • Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 269-12/26/600.3/2008 tanggal 9 Juni2008 tentang Biaya Pokok Penyediaan (BPP) Tenaga Listrik Tahun 2008 Yang Disediakan Oleh Perusahaan Perseroan (Persero) PT Perusahaan Listrik Negara. 6.

Peraturan Menteri Energi Dan Sumber Daya Mineral Nomor 31 Tahun 2009 tentang Harga Pembelian Tenaga Llstrlk Oleh PT PLN (Persero) dari Pembangkit Tenaga Llstrik yang Menggunakan Energi Terbarukan Skala Kecil dan Menengah atau Kelebihan Tenaga Listrik.

7.

Peraturan Menteri Energi Dan Sumber Daya Mineral Nomor 32 Tahun 2009 tentang Harga Patokan Pembelian Tenaga Listrik oleh PT. PLN (Persero) dari Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi.

8.

Peraturan Menteri ESDM No.02/2010 jo Permen ESDM No.15/2010 tentang Daftar ProyekProyek Percepatan Pembangunan Pembangkit tenaga Listrik yang Menggunakan Energi Baru Terbarukan, Batubara dan Gas.

9.

Peraturan Menteri ESDM No.7/2010 tentang Tarif Tenaga Listrik Yang Disediakan oleh Perusahaan Perseroan (Persero) PT Perusahaan Listrik Negara

10. Peraturan Menteri ESDM No. 02 Tahun 2011 tentang penugasan kepada PT. Perusahaan Listrik Negara (Persero) untuk melakukan pembelian tenaga listrik dari pembangkit tenaga panas bumi dan harga patokan pembelian tenaga listrik oleh Perusahaan Listrik Negara (Persero) dari Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi.


51

1.3.

D A.

ukungan Kebijakan

Kebijakan Penyelenggaraan Usaha Penyediaan Tenaga Listrik

Pembangunan di bidang ketenagalistrikan sampai saat ini masih tergantung pada upaya pemerintah melalui PT PLN (Persero) selaku Badan Usaha Milik Negara yang secara khusus ditugasi untuk melakukan usaha penyediaan tenaga listrik kepada masyarakat. Mengingat skala kebutuhan tenaga listrik nasional yang semakin besar, dan terbatasnya kemampuan pemerintah dan PT PLN (Persero) menyediakan dana pembangunan untuk pengembangan infrastruktur ketenagalistrikan, maka peranan investasi swasta dan badan usaha lain menjadi sangat diperlukan, guna dapat memenuhi kebutuhan tenaga listrik nasional.

B.

Kebijakan Pemanfaatan Energi Primer

Kebijakan pemanfaatan energi primer untuk pembangkit tenaga listrik ditujukan agar pasokan energi primer tersebut dapat terjamin. Untuk menjaga keamanan pasokan tersebut, diberlakukan kebijakan Domestic Market Obligation (DMO), pemanfaatan sumber energi primer setempat, dan pemanfaatan energi baru dan terbarukan. Kebijakan pengamanan pasokan energi primer untuk pembangkit tenaga listrik dilakukan melalui dua sisi, yaitu pada sisi pelaku usaha penyedia energi primer dan pada sisi pelaku usaha pembangkitan tenaga listrik. Kebijakan di sisi pelaku usaha penyedia energi primer, diantaranya adalah pelaku usaha di bidang energi primer khususnya batu bara dan gas diberikan kesempatan yang seluas-luasnya untuk memasok kebutuhan energi primer bagi pembangkit tenaga listrik sesuai harga dengan nilai keekonomiannya. Kebijakan pemanfaatan energi primer setempat untuk pembangkit tenaga listrik, dapat terdiri dari energi fosil (batubara lignit, gas marginal) maupun non-energi fosil (air, panas bumi, biomassa, dan lainlain). Pemanfaatan energi primer setempat tersebut memprioritaskan pemanfaatan energi terbarukan dengan tetap memperhatikan aspek teknis, ekonomi, dan keselamatan lingkungan. Sedangkan kebijakan di sisi pelaku usaha pembangkitan tenaga listrik diantaranya adalah kebijakan diversikasi energi untuk tidak bergantung pada satu sumber energi, khususnya energi fosil dan konservasi energi. Untuk menjamin terselenggaranya operasi pembangkit tenaga listrik dengan baik maka

52


pelaku usaha di pembangkitan perlu menyiapkan cadangan sumber energi yang cukup dengan memperhatikan kendala pasokan yang mungkin terjadi.

C.

Kebijakan Tarif Dasar Listrik

Kebijakan Pemerintah tentang tarif dasar listrik adalah bahwa tarif listrik secara bertahap dan terencana diarahkan untuk mencapai nilai keekonomiannya sehingga tarif listrik rata-rata dapat menutup biaya produksi penyediaan tenaga listrik yang telah dikeluarkan. Meskipun penetapan tarif nantinya dilakukan sesuai dengan nilai keekonomiannya, namun khusus untuk pelanggan yang kurang mampu, dengan mempertimbangkan kemampuan bayar pelanggan tersebut maka Pemerintah masih memberlakukan subsidi untuk tarif dasar listrik. Kebijakan tarif listrik yang tidak seragam (nonuniform tariff) dimungkinkan untuk diberlakukan di masa mendatang, dengan pertimbangan adanya perbedaan perkembangan pembangunan ketenagalistrikan dari satu wilayah dengan wilayah lainnya dan kemampuan bayar masyarakat yang berbeda.

D.

Kebijakan Lindungan Lingkungan

Pembangunan di bidang ketenagalistrikan dilaksanakan untuk mendukung pembangunan yang berkelanjutan dan berwawasan lingkungan. Untuk itu kerusakan dan degradasi ekosistem dalam pembangunan infrastruktur ketenagalistrikan harus dikurangi dengan membatasi dampak negatif lokal, regional maupun global yang berkaitan dengan produksi tenaga listrik. Berkaitan dengan hal ini, pelaku usaha yang melakukan kegiatan ketenagalistrikan yang berpotensi menimbulkan dampak besar dan penting diwajibkan untuk melakukan AMDAL (ANDAL, RKL dan RPL) sedangkan yang tidak mempunyai dampak penting diwajibkan membuat Upaya Pengelolaan Lingkungan (UKL) dan Upaya Pemantauan Lingkungan (UPL) sesuai dengan ketentuan Undang-undang Nomor 23 Tahun 1997 tentang Pengelolaan Lingkungan Hidup dan Peraturan Pemerintah Nomor 27 Tahun 1999 tentang Analisis Mengenai Dampak Lingkungan (AMDAL), serta produk hukum terkait lainnya.

E.

Kebijakan Standardi sasi, Keamanan dan Keselamatan, serta Pengawasan

Memperhatikan bahwa tenaga listrik selain bermanfaat bagi kehidupan masyarakat juga dapat mengakibatkan bahaya bagi manusia apabila tidak dikelola dengan baik, maka Pemerintah dalam rangka menjaga keselamatan ketenagalistrikan menetapkan standardisasi, pengamanan instalasi peralatan dan pemanfaat tenaga listrik. Tujuan keselamatan ketenagalistrikan antara lain melindungi masyarakat dari bahaya yang diakibatkan oleh tenaga listrik, meningkatkan keandalan sistem ketenagalistrikan, meningkatkan esiensi dalam pengoperasian dan pemanfaatan tenaga listrik. Kebijakan dalam standardisasi tersebut meliputi standar peralatan tenaga listrik (yaitu alat atau sarana pada instalasi pembangkitan, penyaluran, dan pemanfaatan tenaga listrik), standar pemanfaat tenaga listrik (yaitu semua produk atau alat yang dalam pemanfaatannya menggunakan tenaga listrik untuk berfungsinya produk atau alat tersebut). Sedangkan kebijakan keamanan instalasi antara lain meliputi kelaikan operasi instalasi tenaga listrik, keselamatan peralatan dan pemanfaat tenaga listrik, dan kompetensi tenaga teknik. Instalasi tenaga listrik yang laik operasi dinyatakan dengan Sertikat Laik Operasi. Untuk peralatan dan pemanfaat tenaga listrik yang memenuhi Standar Nasional Indonesia dinyatakan dengan Sertikat Produk untuk dapat membubuhi Tanda SNI (SNI) pada peralatan tenaga listrik dan penerbitan Sertikat Tanda Keselamatan S pada pemanfaat tenaga listrik dan tenaga teknik yang kompeten dinyatakan dengan Sertikat Kompetensi.

F.

Kebijakan Fiskal atas Impor Barang Modal

Dalam upaya menunjang perkembangan usaha penyediaan tenaga listrik yang berkesinambungan, maka Pemerintah memberikan insentif berupa pemberian bea masuk atas impor barang modal untuk pembangunan pembangkit tenaga listrik untuk kepentingan umum melalui penerbitan Peraturan Menteri Keuangan Nomor 154/PMK.011/2008 tentang Pembebasan Bea Masuk Atas Impor Barang Modal Dalam Rangka Pembangunan dan Pengembangan Industri Pembangkit Tenaga Listrik Untuk Kepentingan Umum sebagaimana telah diubah melalui Peraturan Menteri Keuangan Nomor 128/PMK.011/2009.

Kebijakan berupa insentif skal tersebut yang dalam PMK Nomor 154/PMK.011/2008 hanya diberikan kepada Pemegang IUKU usaha pembangkitan yang memiliki kontrak dengan PT PLN (Persero), namun dengan melihat perkembangan yang ada dilapangan, insentif tersebut di perluas menjadi kepada PT PLN (Persero) dan Pemegang IUKU Terintegrasi yang memiliki daerah usaha serta Pemegang IUKU usaha pembangkitan yang memiliki kontrak jual beli dengan PT PLN (Persero) maupun dengan Pemegang IUKU Terintegrasi yang yang memiliki daerah usaha. Peraturan Menteri Keuangan tersebut memberikan kewenangan kepada Direktorat Jenderal Listrik dan Pemanfaatan Energi untuk memberikan persetujuan dan penandasahan atas Rencana Impor barang Modal sebagai salah satu persyaratan untuk memperoleh fasilitas pembebasan bea masuk dari Departemen Keuangan. Berkenaan dengan pemberian kewenangan tersebut, maka telah diterbitkan Peraturan Direktur Jenderal Listrik dan Pemanfaatan Energi Nomor 5712/20/600.3/2009 tentang Tata Cara Permohonan Persetujuan dan Penandasahan RencanaImpor Barang Modal Untuk Pembangunan dan Pengembangan Industri Pembangkit Tenaga Listrik Untuk Kepentingan Umum.

G. Jaminan Pemerintah untuk Proyek KPS/Kerja Sama Pemerintah dan Swasta (PPP/Public Private Partnership)

Dalam rangka mempercepat pelaksanaan penyediaan infrastruktur ketenagalistrikan, Pemerintah menerbitkan Peraturan Presiden Republik Indonesia Nomor 13 Tahun 2010 Tentang Perubahan Atas Peraturan Presiden Nomor 67 Tahun 2005 Tentang Kerjasama Pemerintah Dengan Badan Usaha Dalam Penyediaan Infrastruktur, dimana proyek-proyek kerjasama antara proyek-proyek kerjasama antara Pemerintah dan Swasta meliputi pembangkit, termasuk pengembangan tenaga listrik yang berasal dari panas bumi, transmisi, atau distribusi tenaga listrik; Sehubungan Penyediaan Infrastruktur Tenaga Listrik oleh Pemerintah diselenggarakan atau dilaksanakan oleh Badan Usaha Milik Negara/Badan Usaha Milik Daerah, maka Badan Usaha Milik Negara/Badan Usaha Milik Daerah tersebut bertindak selaku penanggung jawab Proyek Kerjasama. Usulan Proyek Pembangkit dalam PPP Book, dimana PT. PLN (Persero) atau


53

Dukungan Kebijakan Pemegang IUKU terintegrasi berlaku sebagai pembeli listrik dari pembangkit tersebut, maka usulan proyek pembangkit dalam PPP Book tersebut harus sudah masuk/ada kepastian akan dimasukkan ke dalam RUPTL PT. PLN (Persero) atau Pemegang IUKU Terintegrasi. Usulan proyek pembangkit yang sifatnya off grid dan direncanakan untuk mensupply listrik pada kawasan tertentu dapat dilakukan dengan mengikuti peraturan disektor ketenagalistrikan mengenai penetapan daerah usaha ketenagalistrikan. Selain peraturan tersebut, diterbitkan juga peraturan pendukung yaitu, Peraturan Presiden Republik Indonesia Nomor 78 Tahun 2010 tentang Penjaminan Infrastruktur dalam Proyek Kerja Sama Pemerintah dengan Badan Usaha yang dilakukan melalui Badan Usaha Penjaminan Infrastruktur dan Peraturan Menteri Keuangan Nomor 260/PMK.011/2010 tentang Petunjuk Pelaksanaan Penjaminan Infrastruktur Dalam Proyek Kerjasama Pemerintah Dengan Badan Usaha.

H. Kebijakan Harga Pembelian Tenaga Listrik

Selain itu, dalam upaya untuk memperlancar kerjasama jual beli tenaga listrik antara PT PLN (Persero) dengan pengembang listrik swasta (IPP) baik untuk pembangkit listrik yang bersumber dari energi baru, energi terbarukan dan energi tak terbarukan telah disiapkan kebijakan pedoman harga pembelian tenaga listrik oleh PLN dari listrik swasta yang mempertimbangkan dinamika perkembangan ekonomi dan industri sebagaimana dituangkan melalui Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 05 Tahun 2009 tentang Pedoman Harga Pembelian Tenaga Listrik Oleh PT PLN (Persero) Dari Koperasi Atau Badan Usaha Lain, dimana secara garis besarnya berisi mengenai pembelian tenaga listrik oleh PT PLN (Persero) yang dilakukan melalui pelelangan umum, penunjukan langsung, atau pemilihan langsung berdasarkan Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) PT PLN (Persero) yang telah disahkan oleh Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral.

I. Negative List Investasi

Sesuai dengan Peraturan Presiden Nomor 36 Tahun 2010, Indonesia memiliki daftar negatif investasi di bidang ketenagalistrikan sebagai berikut: No

Bidang Usaha

KBLI

Keterangan

1

Pembangkit Tenaga Listrik ( < 1 MW )

35101

Dicadangkan untuk Usaha Mikro Kecil Menengah dan Koperasi

2

Pembangkit Tenaga Listrik Skala Kecil

35101

Kemitraan

3

Jasa Pengoperasian dan Pemeliharaan Fasilitas Panas Bumi

06202

Kepemilikan Modal Asing maksimal 90%

4

Jasa Pengeboran Panas Bumi

06202


5

Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi

06202


6

Jasa Pengeboran Minyak dan Gas Bumi di Lepas Pantai di Luar Kawasan Indonesia Bagian Timur

09100


7

Jasa Pengeboran Minyak dan Gas Bumi di Darat

09100


8

Jasa Pengoperasian dan Pemeliharan Fasilitas Migas (Operating and Maintenance Service)

09100


9

Jasa Pemeliharaan dan Pengoperasian Instalasi Tenaga Listrik

35104


10

Pembangkit Tenaga Listrik ( > 10 MW)

35101


11

Pembangkit Tenaga Listrik Tenaga Nuklir

35101


12

Transmisi Tenaga Listrik

35102


13

Distribusi Tenaga Listrik

35103


14

Jasa Pembangunan dan Pemasangan Instalasi Tenaga Listrik

43211


15

Jasa Engineering Procurement Construction (EPC)

71100


16

Jasa Konsultasi Ketenagalistrikan

71100


17

Pengembangan Teknologi Peralatan Penyediaan Tenaga Listrik

72102


18

Penambangan Mineral Radio Aktif

07210

Perizinan Khusus dan Rekomendasi dari BATAN

54


TINJAUAN KONDISI TENAGA LISTRIK NASIONAL

2

Kehidupan masyarakat modern dewasa ini sangat bergantung pada kesediaan sumber daya energi. Tenaga listrik sebagai salah satu bentuk sumber daya energi memiliki berbagai kelebihan kualitatif dibandingkan dengan sumber daya energi primer lainnya. Dengan adanya tenaga listrik, segala aktivitas kegiatan sehari-hari dapat dilakukan dengan mudah dan cepat. Sesuai data pemakaian energi nal menurut jenis, menurut Data Pusdatin pada tahun 2009 tingkat pemakaian tenaga listrik di Indonesia mencapai 12,8% dari seluruh pemakaian energi nal. Persentase ini menempatkan tenaga listrik sebagai kebutuhan masyarakat nomor empat setelah Bahan Bakar Minyak (47,1%), gas (18,4%), batubara (12,9%). Sebagai salah satu bentuk energi yang sudah siap dipergunakan oleh konsumen (energi nal), tenaga listrik juga merupakan salah satu faktor yang menentukan untuk mencapai sasaran pembangunan nasional dan pengerak roda perekonomian negara. Oleh karena itu, pembangunan infrastruktur ketenagalistrikan masih menjadi prioritas yang tinggi bagi Pemerintah dan menjadi bagian terpadu dari pembangunan nasional. Sampai saat ini pembangunan infrastruktur ketenagalistrikan masih tergantung pada upaya Pemerintah melalui PT PLN (Persero) selaku Badan Usaha Milik Negara, melakukan penyelenggaraan usaha penyediaan tenaga listrik kepada masyarakat dari Sabang sampai Merauke.


55

2.1.

K

etersediaan Sumber Daya Energi

A. Batubara

Sesuai draft RUKN 2010-2029, bahwa potensi batubara nasional mencapai kurang lebih 104.756,84 Juta Ton dan adanya pelaksanaan Program Percepatan 10.000 tahap I dan II dimana direncanakan akan dibangun PLTU dengan total sebesar 13.000 MW, maka diperkirakan untuk sepuluh tahun mendatang

  

      

  

penggunaan batubara akan semakin meningkat. Meningkatnya penggunaan batubara ini membutuhkan dukungan dan kesiapan infrastruktur untuk “coal handling” antara lain untuk transportasi darat/air dari tambang ke pelabuhan pengirim, ketersediaan terminal batubara pengirim (shipping), angkatan laut (barging) dan ketersediaan terminal batubara penerima (receiving).

  

  

 

     

  

  

  

   

 

     

  

  

Cadangan Batubara (Juta Ton) Total: 104.756,84 Juta Ton Sumber: Statistik dan Direktori Badan Geologi Tahun 2010

Gambar 2.1. Cadangan Batubara

56


 

B. Gas Alam

Sesuai data Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi tahun 2009, Potensi gas alam yang dimiliki adalah sebesar 159,63 TSCF. Penggunaan gas alam untuk pembangkitan tenaga listrik mutlak diperlukan guna memenuhi kebutuhan sistem pada saat beban puncak. Oleh karena itu pengalokasian gas alam untuk

 

 

  

 

pembangkit perlu dilakukan agar keandalan sistem dapat terjaga. Adanya permasalahan dalam jaringan infrastruktur pipanisasi dan ketersediaan pasokan gas telah memberikan proyeksi penggunaan gas alam yang akan menurun untuk periode sepuluh tahun ke depan. Untuk meningkatkan jaminan pasokan gas, rencana pembangunan LNG Recieving Terminal perlu segera direalisasikan.

 

 

  

 

  

  

Cadangan Gas (TSCF)

  

Terbukti : 107,34 TSCF Potensial : 52,29 TSCF Total : 159,63 TSCF

Sumber: Ditjen Migas 2010

Gambar 2.2. Cadangan Gas Alam


57

Ketersediaan Sumber Daya Energi C.

Minyak Bumi

Sesuai data Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi, sumber daya minyak bumi adalah sebesar kurang lebih 7.998,49 MMSTB yang terdiri atas cadangan terbukti sebesar 4.303,10 MMSTB dan cadangan potensial sebesar 3.695,39 MMSTB. Memperhatikan ketersediaannya yang semakin terbatas dan harganya yang semakin meningkat, maka penggunaan BBM untuk pembangkitan tenaga listrik

 

 

  

 

akan semakin menurun untuk kurun waktu sepuluh tahun kedepan. Penggunaannya hanya akan terbatas untuk pembangkit-pembangkit sebagai pemikul beban puncak, mengatasi daerah krisis penyediaan tenaga listrik jangka pendek atau daerah-daerah yang tidak memiliki sumber daya alam lain. Pemanfaatan BBM untuk pembangkit tenaga listrik diupayakan agar lebih mengutamakan penggunaan Marine Fuel Oil (MFO) dari pada High Speed Diesel (HSD) yang harganya lebih dari dua kali MFO.

 

 

  

 

  

  

  

Cadangan Minyak (MMSTB)

Terbukti : 4.303,10 MMSTB Potensial : 3.695,39 MMSTB Total : 7.998,49 MMSTB

Sumber: Ditjen Migas 2010

Gambar 2.3. Cadangan Minyak Bumi

58


D. Tenaga Air Potensi air yang dapat dikonversikan menjadi tenaga listrik mencapai kurang lebih 22 GW. Namun demikian, penggunaan tenaga air untuk pembangkit tenaga listrik khususnya skala besar dan tipe waduk/ bendungan akan semakin menurun untuk kurun waktu 10 (sepuluh) tahun ke depan akibat adanya masalah lingkungan dan sosial dalam pengembangan PLTA baru dan adanya penurunan debit waduk/bendungan akibat terjadi erosi di hulu muara sungai untuk PLTA

yang existing. Untuk itu pemanfaatan potensi air untuk PLTA lebih diarahkan pada pemanfaatan kecepatan debit air sungai (run of river) dan pengembangan pembangkit listrik tenaga air mini hidro, mikro hidro atau piko hidro khususnya untuk daerah-daerah terpencil yang memiliki potensi. Pengembangan teknologi Pumped Storage perlu direalisasikan guna memenuhi kebutuhan dan memperbaiki keandalan sistem tenaga listrik, khususnya pada saat beban puncak.


59

Ketersediaan Sumber Daya Energi E. Panas Bumi

Daya Mineral Nomor 31 Tahun 2009 dan harga patokan tertinggi sebesar 9,7 sen USD/kWh untuk pembelian tenaga listrik dari pembangkit tenaga panas bumi di sisi tegangan tinggi sesuai dengan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 32 Tahun 2009, maka akan memberikan peluang peningkatan penggunaan energi panas bumi untuk pembangkitan tenaga listrik dalam kurun waktu 10 (sepuluh) tahun ke depan. Kondisi ini akan semakin kondusif lagi, apabila kendala utama yang dihadapi oleh pengembangan panas bumi yaitu lokasi di kawasan hutan lindung konservasi dapat diselesaikan.

Melihat potensi panas bumi yang dimiliki mencapai kurang lebih 28 GW, maka potensi energi terbarukan ini perlu dimanfaatkan sebesarbesarnya dalam pembangkitan tenaga listrik. Adanya Program Percepatan 10.000 MW Tahap II yang akan mengembangkan sebanyak 43 proyek PLTP sebesar kurang lebih 3.967 MW hingga tahun 2014, dan telah ditetapkan harga patokan untuk pembangkit tenaga listrik yang menggunakan energi terbarukan skala kecil dan menengah atau kelebihan tenaga listrik berdasarkan Peraturan Menteri Energi dan Sumber

NAD Kalimantan Timur Sumatera Utara Sulawesi Utara Riau & Kep. Riau Sumatera Barat

Kalimantan Barat

Jambi

Bengkulu

Sulawesi Tengah

Kalimantan Tengah

Maluku

Sumatera Selatan Lampung

Papua

Kalimantan Selatan Sulawesi Tenggara

DKI Jakarta Sulawesi Selatan Jawa Tengah Jawa Timur Jawa Barat Nusa Tenggara Barat D.I Yogyakarta Bali

Nusa Tenggara Timur

1. Nangroe Aceh Darussalam

17 lks 10. Banten

5 lks 19. Sulawesi Utara

2. Sumatera Utara

16 lks 11. Jawa Barat

40 lks 20. Gorontalo

3. Sumatera Barat

16 lks 12. Jawa Tengah

14 lks 21. Sulawesi Tengah

2 lks 16 lks

4. Riau & Kep. Riau

1 lks 13. D.I Yogyakarta

5. Bangka Belitung

3 lks 14. Jawa Timur

6. Jambi

8 lks 15. Bali

5 lks 24. Sulawesi Barat

3 lks

7. Bengkulu

4 lks 16. NTB

3 lks 25. Maluku

9 lks

8. Sumatera Selatan

6 lks 17. NTT

9. Lampung

13 lks 18. Kalimantan Barat

Sumber: Statistik dan Direktori Badan Geologi Tahun 2010

1 lks 22. Sulawesi Tenggara

5 lks

11 lks 23. Sulawesi Selatan

19 lks 26. Maluku Utara 3 lks 27. Papua

Total: 257 Lokasi

Gambar 2.4. Lokasi Potensi Panas Bumi

60


12 lks 14 lks

9 lks 2 lks

2.2.

K

ondisi Infrastruktur Ketenagalistrikan Saat Ini

A. Pembangkit Tenaga Listrik

Dalam memenuhi kebutuhan tenaga listrik nasional, pembangunan pembangkit tenaga listrik di Indonesia tidak hanya semata-mata dilakukan oleh PT PLN (Persero) saja, tetapi dilakukan pula oleh pihak lain yaitu swasta, koperasi, dan BUMD. Hal ini sesuai dengan Pasal 4 ayat (2) Undang-undang Nomor 30 Tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan bahwa ” Badan usaha swasta, koperasi, dan swadaya masyarakat dapat berpartisipasi dalam usaha penyediaan tenaga listrik”. Usaha penyediaan tenaga listrik yang telah dilakukan oleh swasta, koperasi atau BUMD tersebut diantaranya adalah membangun dan mengoperasikan sendiri pembangkit tenaga listrik yang tenaga listriknya di jual kepada PT PLN (Persero) atau lebih dikenal dengan istilah pembangkit swasta atau

Independent Power Producer (IPP) atau membangun dan mengoperasikan sendiri pembangkitan, transmisi dan distribusi tenaga listrik secara terintegrasi yang tenaga listriknya dijual langsung kepada konsumen di suatu wilayah usaha khusus yang dikenal dengan istilah pembangkit terintegrasi atau Private Power Utility (PPU). Sampai dengan akhir tahun 2010, total kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik nasional adalah sebesar 32.864 MW yang terdiri atas pembangkit milik PT PLN (Persero) sebesar 26.168 MW (80%), IPP sebesar 5.839 MW (17%) dan PPU sebesar 857 MW (3%). Kapasitas terpasang pembangkit tersebut mengalami penambahan sebesar 6.773 MW sejak tahun 2005 atau meningkat sebesar 25,96% selama periode 5 tahun.

 

32,864

28,422

29,562

30,527

30,686

2005

2006

2007

2008

2009

2010

PPU

373

376

343

766

781

857

IPP

3,372

4,692

5,554

5,729

5,839

5,839

PLN

22,346

23,355

23,664

24,031

24,066

26,168



26,091



W M    

PPU: Private Power Utility IPP: Independent Power Producer Grafk 2.1. Perkembangan Kapasitas Terpasang Pembangkit Tenaga Listrik Nasional


61

Kondisi Infrastruktur Ketenagalistrikan Saat Ini Sedangkan distribusi penyebaran kapasitas terpasang pembangkit untuk pulau-pulau utama adalah sebagaimana diperlihatkan pada Tabel I.1.

Tabel 2.1. No. Kapasitas Terpasang Pembangkit Tenaga 1. Listrik 2.

Pulau Sumatera Jawa-Madura-Bali

23.309

Kalimantan

1.348

4.

Sulawesi

1.525

5.

Nusa Tenggara

354

6.

Maluku

231

7.

Papua

231

B. Transmisi Tenaga Listrik

Sistem kelistrikan yang ada di kepulauan Indonesia belum sepenuhnya terintegrasi pada jaringan transmisi tenaga listrik. Saat ini sistem kelistrikan yang telah terintegrasi dengan baik hanya di pulau Jawa-Madura-Bali, dimana sistem kelistrikan Jawa-Madura-Bali memiliki 2 sistem interkoneksi, yaitu Saluran Udara Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) 500 kV sebagai tulang punggung utama (Back Bone) jaringan dan Saluran Udara Tegangan Tinggi (SUTT) 150 kV sebagai jaringan pendukung. Di pulau Sumatera, sistem kelistrikan Sumatera Bagian Utara (Sumbagut) yang menghubungkan Provinsi Nanggroe Aceh Darusalam (NAD) dan Sumatera Utara telah terinterkoneksi pada SUTET 275 KV. Sistem yang menghubungkan sistem Sumatera Barat dan Riau (Sumbar-Riau) sudah terintegrasi dengan baik. Pada bulan November 2004, sistem kelistrikan di Provinsi Sumatera Selatan telah mengintegrasikan Provinsi Sumatera Selatan, Provinsi Jambi, Bengkulu dan Lampung menjadi Sistem Sumatera Bagian Selatan (Sumbagsel), dan selanjutnya pada bulan Agustus 2006, sistem kelistrikan Sumbagut-Sumbagsel telah diintegrasikan dengan SUTT 150 kV.


5.867

3.

Indonesia

62

Kapasitas Terpasang (MW)

32.864

Di pulau Kalimantan, sebagian kecil sistem kelistrikan Provinsi Kalimantan Tengah dengan Kalimantan Selatan sudah terhubung melalui SUTT 150 KV. Sedangkan di pulau Sulawesi sistem kelistrikan Sulawesi yang meliputi Provinsi Sulawesi Selatan, Sulawesi Tengah, Sulawesi Tenggara, Sulawesi Utara dan Gorontalo masih banyak dipasok dengan sistem yang tersebar, akan tetapi beberapa daerah telah terhubung dengan SUTT 150 KV. Adapun sistem kelistrikan Nusa Tenggara, Maluku dan Papua belum memiliki SUTET dan SUTT dikarenakan pada umumnya sistem kelistrikannya masih terisolasi dan tersebar serta kelas kapasitas pembangkit tenaga listrik yang dimiliki masih relatif kecil. Sampai dengan akhir tahun 2010, total panjang jaringan transmisi tenaga listrik yang telah dibangun oleh PT PLN (Persero) adalah sepanjang 38.825 kms yang terdiri atas SUTET 500 kV sepanjang 5.099 kms, SUTET 275 kV sepanjang 1.027 kms, SUTT 150 kV sepanjang 27.810 kms, dan SUTT 70 kV sepanjang 4.888 kms. Total panjang jaringan transmisi tenaga listrik tersebut mengalami penambahan sebesar 7.879 kms sejak tahun 2005 atau mengalami peningkatan sebesar 25,46% selama periode 5 tahun. Sedangkan hasil yang dicapai dalam pembangunan transmisi tenaga listrik untuk pulau-pulau utama adalah sebagaimana diperlihatkan pada Tabel I.2.

Tabel 2.2. Pulau Panjang Transmisi No. Tenaga Listrik 1. Sumatera

SUTET (kms)

SUTT (kms)

Total (kms)

-

10.881

10.881

5.099

17.262

22.361

2.

Jawa-Madura-Bali

3.

Kalimantan

-

1.947

1.947

4.

Sulawesi

-

3.552

3.552

5.

Nusa Tenggara

-

83

83

6.

Maluku

-

-

-

7.

Papua

-

-

-

6.126

32.698

38.825

Indonesia

Rendah (JTR) sepanjang 372.709 kms. Total panjang jaringan distribusi tenaga listrik tersebut mengalami Sampai dengan akhir tahun 2010, total panjang penambahan sebesar 35.168 kms sejak tahun 2005 jaringan distribusi tenaga listrik yang telah dibangun atau mengalami peningkatan sebesar 5,78% selama oleh PT PLN (Persero) adalah sepanjang 642.211 periode 5 tahun. kms yang terdiri atas Jaringan Tegangan Menengah (JTM) sepanjang 270.214 kms dan Jaringan Tegangan C. Distribusi Tenaga Listrik

















Transmisi Distribusi

2004 30.534

2005 30.665

2006 32.905

2007 33.151

2008 34.172

2009 34.937

2010 38.825

607.775 563.838 573.049 598.498 615.230 639.517 642.923 Grafk 2.2 Perkembangan Jaringan Transmisi dan Distribusi Tenaga Listrik


63

Kondisi Infrastruktur Ketenagalistrikan Saat Ini Hasil yang dicapai dalam pembangunan distribusi tenaga listrik untuk pulau-pulau utama adalah sebagaimana diperlihatkan pada Tabel 2.3.

Tabel 2.3. Pulau Panjang Distribusi No. Tenaga Listrik 1. Sumatera

JTM (kms)

JTR (kms)

73.700

92.262

165.962

133.670

219.083

352.753

2.

Jawa-Madura-Bali

3.

Kalimantan

24.148

22.537

46.685

4.

Sulawesi

24.361

25.404

49.765

5.

Nusa Tenggara

7.676

7.501

15.177

6.

Maluku

4.585

2.364

6.949

7.

Papua

2.074

3.558

5.632

270.214

372.709

642.923

Indonesia

Gambar 2.5. Perkembangan Penyediaan Tenaga Listrik Nasional Tahun 2010

64

Total (kms)


2.3.

R

asio Elektrikasi Tabel 2.4. Rasio Elektrifkasi

Rasio elektrikasi didenisikan sebagai jumlah rumah tangga yang sudah berlistrik dibagi dengan jumlah rumah tangga yang ada. Perkembangan rasio elektrikasi secara nasional dari tahun ke tahun mengalami kenaikan, yaitu dari 53,5% pada tahun 2004 menjadi 67,15% pada tahun 2010. Rasio elektrikasi untuk pulau-pulau utama adalah sebagaimana diperlihatkan pada Tabel 2.4.

No.

Pulau

Persen (%)

1.

Sumatera

68,71

2.

Jawa-Madura-Bali

70,48

3.

Kalimantan

63,35

4.

Sulawesi

60,65

5.

Nusa Tenggara

30,23

6.

Maluku

68,94

7.

Papua

34,32 Indonesia

67,15


65

3 3.1.

PELUANG INVESTASI KETENAGALISTRIKAN

K

ondisi Permintaan dan Penyediaan Tenaga Listrik

Permintaan tenaga listrik dari tahun ke tahun terus mengalami peningkatan dengan pertumbuhan rata-rata sekitar 8,5% per tahun. Sementara itu pengembangan sarana dan prasarana ketenagalistrikan khususnya penambahan kapasitas pembangkit selama lima tahun terakhir (2005-2010) hanya tumbuh rata-rata sebesar 4,7% per tahun. Ketidakseimbangan antara permintaan dengan penyediaan tenaga listrik tersebut, mengakibatkan kekurangan pasokan tenaga listrik di

mengakibatkan konsumsi tenaga listrik akan semakin meningkat pula. Kondisi ini tentu harus diantisipasi sedini mungkin agar penyediaan tenaga listrik dapat tersedia dalam jumlah yang cukup dan harga yang memadai. Dengan mempertimbangkan asumsi pertumbuhan ekonomi nasional rata-rata tumbuh sebesar 6,9% pertahun dan pertumbuhan penduduk secara nasional tumbuh sebesar 1,4% pertahun, prakiraan pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik

Tabel 3.1 Realisasi Investasi Ketenagalistrikan 2004-2010 Juta USD URAIAN

2005

2006

2007

2008

2009

2010

1,862.94

1,565.13

2,661.59

1,465.22

2,837.70

4,253.63

3,417.08

Transmisi

336.81

580.42

473.12

1,334.42

1,204.20

973.39

1,434.74

Distribusi

354.00

492.00

118.28

520.41

671.7

533.12

116.28

43.36

46.3

67.91

Pembangkitan

2004

EBT (Off grid & non PLTP) Jumlah

2,553.75

2,637.55

3,252.99

beberapa daerah terutama di luar sistem kelistrikan Jawa-Madura-Bali tidak dapat dihindari. Kondisi pertumbuhan penyediaan tenaga listrik yang rendah tersebut juga merupakan akibat krisis ekonomi yang melanda Indonesia pada periode tahun 1998/1999, dimana pada saat itu pertumbuhan kapasitas terpasang hanya tumbuh sebesar 1,4%.

3,363.41

4,759.90

5,828.05

4,968.10

nasional sesuai draft Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional 2010-2029 diperkirakan akan mencapai ratarata sebesar 9,5 % per tahun. Tingginya perkiraan pertumbuhan rata-rata kebutuhan tenaga listrik nasional yang sebesar 9,5% tersebut adalah juga memperhatikan banyaknya daftar tunggu calon pelanggan PT PLN (Persero) yang jumlah kapasitasnya telah mencapai kurang lebih Pertumbuhan ekonomi Indonesia saat ini sekitar 6.000 MW akibat diterapkannya pembatasan memerlukan dukungan pasokan energi yang penjualan tenaga listrik (suppressed demand) pada handal termasuk tenaga listrik. Kebutuhan tenaga tahun-tahun sebelumnya. listrik akan semakin meningkat sejalan dengan perkembangan ekonomi dan pertumbuhan penduduk. Semakin meningkatnya ekonomi pada suatu daerah

66


3.2.

P

rioritas Pengembangan Infrastruktur Ketenagalistrikan ke Depan

A. Pembangkit Tenaga Listrik

B. Pengembangan Transmisi Tenaga Listrik

Pengembangan kapasitas penyediaan tenaga Prinsip dasar pengembangan sistem transmisi listrik diarahkan pada pertumbuhan yang realistis dan tenaga listrik diarahkan kepada pertumbuhan sistem, diutamakan untuk menyelesaikan krisis penyediaan peningkatan keandalan sistem dan mengurangi kendala tenaga listrik yang terjadi di beberapa daerah, pada sistem penyaluran serta adanya pembangunan meningkatkan cadangan dan terpenuhinya margin pembangkit baru. Mengingat bahwa Pemerintah cadangan (Sistem Jawa-Madura-Bali 30% dan Sistem saat ini tengah melaksanakan program percepatan Luar Jawa-Madura Bali 40%) dengan mengutamakan pembangunan pembangkit 10.000 MW tahap I dan pemanfaatan sumber energi setempat atau energi program percepatan pembangunan pembangkit baru terbarukan serta mengurangi pengembangan 10.000 MW tahap II, maka pengembangan sistem pembangkit BBM. Pengembangan pembangkit transmisi tenaga listrik kedepan lebih diprioritaskan BBM, dikecualikan untuk penangulangan daerah pembangunannya untuk menyalurkan tenaga listrik krisis penyediaan tenaga listrik jangka pendek (satu dari pembangkit tenaga listrik baru tersebut. hingga dua tahun ke depan) sambil menunggu Pada saat ini, sistem besar yang sudah terintegrasi selesainya pembangunan pembangkit non-BBM dengan baik adalah Sistem Jawa-Madura-Bali dan yang telah direncanakan, dengan melakukan sewa Sistem Sumatera. Sedangkan sistem kelistrikan pembangkit yang menggunakan bahan bakar MFO. di pulau lainnya seperti Sulawesi sudah lebih baik Apabila pembangkit non-BBM yang telah direncanakan sistemnya di daerah bagian utara dan selatan. Adapun tersebut telah beroperasi, maka pembangkit BBM sistem kelistrikan di pulau lainnya seperti Kalimantan, tersebut di non-operasikan. Nusa Tenggara, Maluku dan Papua perlu mendapatkan Mempertimbangkan tingginya pertumbuhan perhatian lebih dalam pengembangan sistem tenaga listrik, memberikan akses listrik kepada seluruh penyalurannya khususnya dalam upaya peningkatan masyarakat dan mendorong pemanfaatan energi baru keandalan. terbarukan, maka program percepatan pembangunan Dalam jangka menengah, diharapkan Sistem pembangkit 10.000 MW tahap II yang komposisi energi Sumatera sudah terintegrasi seluruhnya menggunakan primernya beragam (tidak hanya batubara) ditawarkan jaringan tegangan ekstra tinggi 275 kV yang saat ini untuk dikembangkan oleh PT PLN (Persero) maupun sistemnya telah terinterkoneksi di jaringan tegangan swasta dengan memberikan fasilitas sebagaimana tinggi 150 kV. Dengan masuknya beberapa pembangkit yang telah dilaksanakan dalam program percepatan tenaga listrik yang berskala besar, dalam kurun waktu pembangunan pembangkit 10.000 MW tahap I. jangka panjang sistem di Kalimatan dan Sulawesi Pengembangan PLTU batubara skala kecil dapat diharapkan pula sudah terhubung dengan baik. dipertimbangkan sebagai salah satu alternatif untuk Pengembangan sistem penyaluran diarahkan menggantikan pembangkit listrik yang menggunakan pada pengembangan sistem tegangan 500 kV dan 150 bahan bakar minyak pada sistem skala kecil untuk kV untuk Sistem Jawa-Madura-Bali dan 275 kV, 150 kV menekan biaya operasi sistem kelistrikan. Disamping dan 70 kV untuk sistem di luar Jawa-Madura-Bali. Upaya itu, pengembangan PLTU batubara skala kecil ini dapat pengembangan penyaluran secara terinterkonesi juga dimanfaatkan untuk mengganti peranan sebagian antara Sistem Jawa-Madura-Bali dengan Sistem PLTD yang ada di sistem kelistrikan di Luar Jawa- Sumatera dapat dilakukan setelah dilakukan kajian Madura-Bali yang dominasinya masih cukup tinggi. secara mendalam dengan memperhatikan beberapa Dengan mempertimbangkan sulitnya memperoleh aspek, antara lain aspek teknis, ekonomis dan sosial. lahan untuk membangun pembangkit tenaga listrik Sedangkan rencana pembangunan cross-link 500 kV skala besar di pulau Jawa dan mempertimbangkan dari Pulau Jawa ke Pulau Bali adalah merupakan salah semakin meningkatnya beban puncak dari tahun ke satu opsi yang dapat dilakukan dalam mengantisipasi tahun, maka pengembangan PLTU batubara dengan pertumbuhan beban di Bali. kapasitas 1.000 MW dengan teknologi supercritical Dalam pengembangan gardu induk, sistem boiler untuk memperoleh esiensi dan tingkat emisi tegangan yang dipilih diarahkan pada kesesuaian yang lebih baik, dapat dikembangkan oleh PT PLN pengembangan sistem transmisinya. Penambahan trafo (Persero) dan swasta. diprioritaskan bila pembebanan trafo pada GI terpasang


67

Prioritas Pengembangan Infrastruktur Ketenagalistrikan ke Depan sudah mencapai 70% dari kapasitasnya. Sedangkan pembangunan GI baru dapat dipertimbangkan untuk dilakukan bila pasokan pada suatu kawasan sudah tidak mampu dipenuhi dari GI yang ada disekitarnya yang diindikasikan dengan pembebanan trafo GI sudah melebihi 70% dan kapasitasnya sudah memiliki kapasitas optimum.

68


C. Pengembangan Distribusi Tenaga Listrik

Pengembangan sarana distribusi tenaga listrik diarahkan untuk dapat mengantisipasi pertumbuhan tenaga listrik, mempertahankan tingkat keandalan yang diinginkan dan esien serta meningkatkan kualitas pelayanan. Apabila deng an pertimb anga n pemenuh an tenaga listrik secara terintegrasi dengan sistem kelistrikan lain di nilai kurang/tidak esien, maka jaringan terisolasi dapat diterapkan. Pengertian dari jaringan terisolasi adalah jaringan distribusi tenaga listrik yang berdiri sendiri dan tidak terhubung langsung dengan JTN dengan wilayah pelayanan terbatas.

3.3.

P

otensi Proyek di Sub Sektor Ketenagalistrikan (Lampiran I)

A. Sistem Kelistrikan Jawa-Madura-Bali

Dalam periode tahun 2010-2019, tambahan kapasitas pembangkit tenaga listrik yang dibutuhkan di Sistem Kelistrikan Jawa-Madura-Bali adalah sebesar 36.222 MW atau tambahan rata-rata kapasitas pembangkit pertahun adalah sekitar 3.622 MW. Dari kapasitas tersebut PLN akan membangun sebanyak 23.095 GW atau 64% dari tambahan kapasitas keseluruhan. Sedangkan kapasitas tambahan pembangkit baru sebesar 13.127 MW atau 36% dari seluruh total tambahan kapasitas pembangkit tenaga listrik yang dibutuhkan, ditawarkan kepada swasta. Dilihat dari jenis pembangkit yang akan dibangun, PLTU batubara akan mendominasi dengan kapasitas pembangkit yang akan dikembangkan mencapai 21.625 MW atau 60%, sementara PLTGU dan PLTG menempati urutan kedua dengan kapasitas 8.201 MW atau 23%. Adapun jenis energi terbarukan yang akan dimanfaatkan paling besar adalah panas bumi sebesar 3.255 MW atau 9% dari kapasitas total dan disusul oleh PLTA sebesar 3.141 MW atau 9%. Beberapa proyek strategis yang akan dikembangkan di Sistem Kelistrikan Jawa-MaduraBali adalah: • PLTGU Muara Tawar Add-on (1.200 MW). Proyek ini sangat strategis karena pembangkit ini berlokasi sangat dekat dengan pusat beban dan dapat memperbaiki kualitas tegangan. Namun karena keterbatasan pasokan gas, maka untuk tahap pertama pengembangan dilakukan hanya untuk blok 2 (500 MW apabila dilengkapi supplementary firing) yang direncanakan beroperasi pada 2012-2013, sedangkan pada tahap selanjutnya akan dikembangkan blok 3-4 (700 MW dengan supplementary ring) yang direncanakan beroperasi pada 2016 apabila tersedia pasokan gas yang cukup. • PLTU IPP Jawa Tengah (2x1.000 MW). Proyek ini sangat strategis karena dibutuhkan sistem pada tahun 2014 dan 2015, serta merupakan

•

•

•

•

proyek kelistrikan pertama yang menggunakan skema Public Private Partnership (PPP) dengan PerPres No. 67/2005 yang diperbaharui dengan PerPres No. 13/2010. PLTU Indramayu (2x1.000 MW). Proyek ini sangat strategis karena dibutuhkan sistem pada tahun 2015, dan berlokasi relatif dekat dengan pusat beban industri di sebelah Timur Jakarta. PLTA Pompa Upper Cisokan (1.000 MW). Proyek ini sangat strategis karena dapat meminimalkan biaya operasi sistem serta memberikan banyak benet dalam operasi sistem tenaga listrik, antara lain berfungsi sebagai pembangkit beban puncak, pengatur frekuensi, sebagai spinning reserve (cadangan putar), memperbaiki faktor utilitas pembangkit beban dasar dan memperbaiki load factor sistem. PLTU mulut tambang Sumatera Selatan dan transmisi 500kV HVDC Sumatera – Jawa dengan kapasitas 3.000 MW. Proyek ini sangat strategis karena merupakan solusi yang ekonomis dalam memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Jawa dengan memanfaatkan cadangan low rank coal di Sumatera Selatan. Proyek ini hanya dilaksanakan setelah kebutuhan listrik Sumatera tercukupi sepenuhnya dengan cadangan yang cukup banyak. Pilihan proyek ini juga didorong oleh semakin sulitnya mendapatkan lokasi untuk membangun PLTU batubara skala besar di Pulau Jawa. PLTGU Banten/Jabar. Sejalan dengan kenaikan harga-harga energi primer akhir-akhir ini, harga LNG telah meningkat sangat tinggi, yaitu diatas US$10/mmbtu. Pada harga tersebut, PLTGU bahan bakar LNG akan sulit berkompetisi melawan PLTU batubara yang dioperasikan untuk mengisi intermediate load.


69

Potensi Proyek di Sub Sektor Ketenagalistrikan (Lampiran I) Tabel 3.2 Tahun Kebutuhan Tambahan Kapasitas PLN Pembangkit Tenaga Listrik PLTU Sistem Kelistrikan Jawa-Madura-Bali

2010

2011

2012

2013

2014

3.205

2.625

-

700

1.660

-

-

-

-

-

194

734

393

350

-

PLTG

-

-

-

-

-

PLTA

-

-

-

-

1.000

Total

3.399

3.359

393

1.050

2.660

-

660

2.265

450

1.400

-

-

175

425

1.380

230

50

-

-

-

PLTA

-

-

-

-

157

Total

230

710

2.440

875

2.937

PLTU

3.205

3.285

2.265

1.150

3.060

PLTN

-

-

-

-

-

PLTP

-

-

175

425

1.380

424

784

393

350

-

PLTG

-

-

-

-

-

PLTA

-

-

-

-

1.157

PLTN PLTP

PLTGU

IPP PLTU PLTN PLTP PLTGU PLTG

PLTGU

D. Sistem Kelistrikan Luar Jawa-Madura-Bali

Kebutuhan tambahan kapasitas pembangkit baru untuk sistem kelistrikan Luar Jawa-Madura-Bali dalam periode 2010-2019 diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sebesar 12.365 MW di Indonesia Barat dan 6.896 MW di Indonesia Timur, termasuk committed dan ongoing projects. Pengembangan pembangkit hingga tahun 2019 di Indonesia Barat yang dilakukan oleh PLN adalah sebanyak 5.157 GW (42%). Selebihnya akan dibangun sebagai proyek IPP sebanyak 7.208 GW (58%), lebih besar dibandingkan pembangkit yang dibangun oleh PLN. pengembangan pembangkit hingga tahun 2019 di Indonesia Timur yang dilakukan oleh PLN adalah sebanyak 3.706 GW (54%). Selebihnya akan dibangun sebagai proyek IPP sebanyak 3.190 GW (46%), lebih kecil dibandingkan pembangkit yang dibangun oleh PLN.

70


Dilihat dari jenis pembangkit yang direncanakan akan dibangun, maka beberapa PLTD masih direncanakan untuk dibangun di daerah terpencil khususnya di Indonesia bagian timur yang besar bebannya belum cukup tinggi untuk dipasok oleh PLTU batubara skala kecil. PLTP diproyeksikan akan dikembangkan sebesar 2.735 MW dan PLTA sebesar 2.409 MW. Beberapa proyek kelistrikan strategis di Indonesia Timur dan Indonesia Barat meliputi antara lain: • Percepatan penyelesaian proyek pembangkit PerPres 71 mengingat banyaknya daerah yang mengalami krisis kelistrikan akibat kurangnya pasokan pembangkit. • Percepatan penyelesaian proyek-proyek pembangkit IPP yang telah berstatus PPA dan konstruksi. • Percepatan pengadaan dan konstruksi proyekproyek pembangkit panas bumi di Sumatera dan

•

•

•

Sulawesi Utara yang menjadi andalan pasokan listrik setempat. Penyelesaian sistem transmisi 275 kV untuk interkoneksi Sumatera Bagian Selatan dan Sumatera Bagian Utara, PLTA Asahan unit 3 sebesar 174 MW direncanakan beroperasi pada tahun 2012, sangat strategis untuk memperbaiki fuel mix di Sumatera Utara, PLTU batubara mulut tambang di Sumatera Selatan skala besar yang listriknya juga akan disalurkan ke sistem interkoneksi Sumatera disamping ditransfer ke Jawa melalui transmisi

500 kV HVDC, Interkoneksi sistem tenaga listrik dari Serawak ke Kalimantan Barat terkait dengan pengembangan PLTA Bakun oleh Serawak, diperkirakan PLN akan melakukan energy exchange mulai tahun 2013. Penyelesaian rencana interkoneksi Batam – Bintan dengan kabel laut 150 kV terkait dengan pembangunan PLTU Tanjung Kasam di Batam yang tertunda hingga waktu yang belum ditentukan.

•

•

Tabel 3.3 Kebutuhan Tambahan Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik Indonesia Barat Tahun

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Total

PLN PLTU

964

634

320

306

PLTP

55

55

110

110

PLTGU

86

PLTG

37

PLTM

4 2

2

1

330

4

9

30

160

320

300

400

1.315

5

8

7

8

4

52 4

260 144

1.110

2.663

1

PLTA Total

200

86

105

PLTD

200

691

695

427

35

368

175

273

702

581

708 404

5.157

IPP PLTU

12

231

8

PLTP PLTGU

630

472

392

990

950

450

525

630

690

4.598

110

62

185

275

2.014

30

30

PLTG

-

PLTD

22 16

22

PLTM

21

81

23

PLTA

180

Total

213

269

119

1.044

PLTU

49

1.195

642

PLTP

-

55

PLTGU

-

PLTG PLTD

140 74

120

30

404

1.462

1.024

680

617

950

780

950

650

725

630

690

7.261

55

502

1.100

-

110

62

185

275

2.344

86

30

-

-

-

-

-

-

-

116

105

-

-

-

-

30

160

320

300

400

1.315

-

26

2

4

9

5

8

7

8

4

74

815

965


7.208

71

Potensi Proyek di Sub Sektor Ketenagalistrikan (Lampiran I) Tabel 3.4 Kebutuhan Tambahan Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik Indonesia Timur

Tahun

2010

2011

2012

2013

2014

PLN PLTU

49

PLTP

10

501

200

459

235

23

33

93

PLTGU

240

PLTG

225

50

PLTD

11

10

9

44

35

PLTM

12

5

6

13

8

10

40

474

639

611

376

623

340

3

40

80

PLTA Total

82

516

IPP PLTU

14

PLTP

3

PLTGU

60

60

120

PLTG

10

10

80

4

15

11

19

6

PLTD PLTM PLTA

Tabel 3.5 Kebutuhan Investasi Sektor Ketenagalistrikan 2010-2019 (Juta US)

Item

Pembangkit

Penyaluran

Total

72

Total

88

283

470

682

546

PLTU

63

501

576

1.082

575

PLTP

10

3

26

73

173

PLTGU

60

60

-

-

360

PLTG

10

10

305

50

-

PLTD

11

10

9

44

35

PLTM

16

21

17

32

13

PLTA

-

195

10

40

-

Total

170

800

943

1.321

1.156

2010

2011

2012

2013

2014

Fc

3.694,0

4.438,3

6.433,7

6.829,9

5.668,0

Lc

1.659,3

2.167,5

2.796,3

2.857,7

2.386,9

Total

5.353,3

6.605,8

9.230,0

9.687,6

8.054,9

Fc

1.384,4

1.498,9

1.136,0

1.112,5

1.351,1

Lc

603,3

547,0

441,0

397,1

485,0

1.987,7

2.045,9

1.577,0

1.509,7

1.836,1

Fc

-

-

-

-

-

Lc

781,2

1.087,4

1.014,0

956,0

999,9

Total

781,2

1.087,4

1.014,0

956,0

999,9

Fc

5.078,4

5.937,2

7.569,7

7.942,4

7.019,1

Lc

3.043,8

3.801,9

4.251,3

4.210,8

3.871,7

Total

8.122,2

9.739,0

11.821,1

12.153,3

10.890,8

Total

Distribusi

195


PROSEDUR DAN TATACARA INVESTASI 4.1. A.

S

4

kema Investasi dan Mekanisme Pengadaan

Skema Investasi

Sesuai Undang-undang Nomor 30 Tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan bahwa usaha penyediaan tenaga listrik yang dilakukan oleh PT PLN (Persero) selaku Pemegang Kuasa Usaha Ketenagalistrikan mempunyai kewajiban untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik secara nasional. Dalam upaya memenuhi pasokan tenaga listrik, PT PLN (Persero) memperoleh sumber pendanaan dari Pemerintah (APBN) maupun dari anggaran PLN sendiri. Namun demikian, dalam pelaksanaannya anggaran tersebut tidak dapat memenuhi kebutuhan investasi yang diperlukan untuk memenuhi pasokan tenaga listrik di seluruh Indonesia, sehingga diperlukan alternatif sumber pendanaan lain. Oleh karena itu, PT PLN (Persero) melakukan upayaupaya kerjasama dengan investor swasta, baik selaku Independent Power Producer (IPP) maupun sebagai kontraktor (EPC Contractor). Dalam melakukan kerjasama usaha penyediaan tenaga listrik, PT PLN (Persero) dapat bekerjasama dengan sektor swasta melalui berbagai mekanisme sesuai Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik jo Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 dan Peraturan Pemerintah Nomor 26 Tahun 2006, yaitu melalui pelelangan umum, penunjukan langsung atau pemilihan langsung. Selain itu, PT PLN (Persero) juga melakukan pembangunan pembangkit listrik sendiri dengan pendanaan berasal dari swasta selaku kontraktor (Engineering Procurement Construction/EPC Contractor). Apabila pengadaan pembangkit listrik yang dilakukan sendiri oleh PT PLN (Persero) yang sumber pembiayaannya berasal dari keuangan negara, maka prosesnya harus melalui pelelangan umum sebagaimana diatur oleh Peraturan Presiden Nomor 54 Tahun 2010 tentang Pengadaan Barang/ Jasa Pemerintah


73

Skema Investasi dan Mekanisme Pengadaan Perbankan Nasional/Internasional

Pemerintah Perbankan Internasional

Perbankan Nasional

Pelanggan Listrik

A P B N

P i n j a m a n

P i n j a m a n

Pinjaman

PT. PLN (Persero)

Penjualan

Investor Swasta (IPP) Listrik

n t a a p d a n P e

r e d n e T

Kontraktor (EPC)

Mekanisme: • Tender Landasan Hukum: Peraturan Presiden No. 54 Tahun 2010 Tentang Pengadaan Barang/ Jasa Pemerintah

Mekanisme: • Tender • Penunjukan Langsung* • Pemilihan Langsung** Landasan Hukum: PP. 10/1989 jis PP. 3/2005 PP.26/2006

* Penunjukan Langsung, apabila: a. Pembelian tenaga listrik dari pembangkit tenaga listrik yang menggunakan energi terbarukan, gas marjinal, batubara mulut tambang dan energi setempat lainnya; b. Pembelian kelebihan tenaga listrik; c. Sistem tenaga listrik setempat dalam kondisi krisis penyedian tenaga listrik; atau d. Penambahan kapasitas pembangkit tenaga listrik pada pusat pembangkit tenaga listrik yang telah beroperasi di lokasi yang sama oleh Koperasi, Badan Usaha Milik daerah, Swasta, Swadaya Masyarakat dan perorangan selaku Pemegang Izin Usaha Ketenagalistrikan Untuk Kepentingan Umum. ** Pemilihan Langsung, apabila: a. Pengembang yang mengajukan permohonan untuk penunjukan langsung di suatu sistem PKUK atau Pemegang IUKU lebih dari 1 (satu);dan b. Jumlah kapasitas yang ditawarkan oleh para pengembang melebihi kebutuhan tambahan kapasitas sistem PKUK atau Pemegang IUKU Setempat.

Gambar 4.1. SKEMA INVESTASI PENGEMBANGAN INFRASTRUKTUR KETENAGALISTRIKAN

74


Mekanisme Proyek KPS (Kerja Sama Pemerintah dan Swasta) Proyek-proyek ketenagalistrikan yang telah masuk Rencana Umum Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) namun belum mendapatkan kepastian pendanaan dapat diajukan sebagai proyek KPS. Dukungan Pemerintah terhadap proyek KPS adalah telah diterbitkannya Perpres Nomor 78/2010 sebagai pelengkap Perpres 13/2010. Diterbitkan juga

listrik oleh PKUK dari pihak lain pada prinsipnya dilakukan melalui pelelangan umum. Namun demikian, dalam kondisi tertentu pembelian tenaga listrik dari pihak ketiga dapat dilakukan melalui pemilihan langsung atau penunjukan langsung. Ketentuan dan kriteria mengenai ketiga mekanisme pengadaan tersebut, diatur dalam Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 09 Tahun 2005 Tentang Prosedur Pembelian tenaga Listrik Dan/Atau Sewa

USULAN PROYEK KPS DARI KEMENTERIAN/LEMBAGA/ PEMDA

RENCANA PEMBANGUNAN JANGKA MENENGAH

RENCANA TATA RUANG WILAYAH NASIONAL/ DAERAH

RENCANA PEMBANGUNAN JANGKA MENENGAH

KETERKAITAN ANTAR SEKTOR DAN WILAYAH

KRITERIA PENILAIAN PROYEK KPS POTENSIAL

RENCANA PROYEK KPS POTENSIAL

KRITERIA PENILAIAN

KRITERIA PENILAIAN PROYEK KPS PRIORITAS RENCANA PROYEK KPS PRIORITAS

RENCANA PROYEK KPS SIAP DITAWARKAN

RENCANA PROYEK KPS SIAP DITAWARKAN

RENCANA KERJA PEMERINTAH

RENCANA KERJA KEMENTERIAN/ LEMBAGA/PEMDA

Permenkeu 260/PMK.011/2010 tentang Petunjuk Pelaksanaan Penjaminan Infrastruktur dalam Proyek Kerjasama Pemerintah dengan Badan Usaha.

B. Mekanisme Pengadaan

Berdasarkan Pasal 11 ayat (5) Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik jis Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 dan Peraturan Pemerintah Nomor 26 Tahun 2006, pembelian tenaga

RENCANA KERJA ANGGARAN KEMENTERIAN/ LEMBAGA/PEMDA

PROSES PELELANGAN

Menyewa Jaringan Dalam Usaha Penyediaan Tenaga Listrik Untuk Kepentingan Umum jis Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 01 Tahun 2006 dan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 04 Tahun 2007. Proses pelelangan umum, penunjukan langsung atau pemilihan langsung oleh PKUK harus diselenggarakan berdasarkan asas terbuka, tidak diskriminatif, transparan, dan akuntabel.


75

Skema Investasi dan Mekanisme Pengadaan Pelelangan Umum Bagan proses pelelangan umum jual beli listrik Sebagaimana disebutkan, mekanisme pembelian (sebagaimana diatur dalam Peraturan Menteri Energi tenaga listrik oleh PKUK dari pihak ketiga pada dasarnya dan Sumber Daya Mineral Nomor 01 Tahun 2006 jo. dilakukan melalui pelelangan umum. Prosespelelangan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral umum dimulai dengan pengumuman lelang oleh PKUK. Nomor 04 Tahun 2007), sebagaimana pada gambar Selanjutnya dilakukan proses prakualikasi yang diikuti berikut. dengan proses pelelangan bagi peserta yang lolos tahap prakualikasi, hingga Pengumuman Lelang diperoleh pemenang lelang. Setelah Oleh PLN ditetapkan sebagai pemenang lelang, calon pengembang dapat mengajukan permohonan penerbitan Izin Usaha Ketenagalistrikan Untuk Kepentingan Prakualifkasi (PO) Oleh PLN Umum (IUKU) sementara kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral. Pada tahap ini PLN dan pemenang lelang melakukan proses negosiasi PPA. Pelelangan Setelah diperoleh kesepakatan antara Oleh PLN PKUK dan pemenang lelang, dilakukan

pengajuan persetujuan korporasi kepada Meneg BUMN. Hasil hasil negosiasi harga jual tenaga listrik diajukan kepada Penunjukan Pemenang Menteri Energi dan Sumber Daya Oleh PLN Mineral untuk mendapatkan persetujuan. Setelah mendapatkan IUKU sementara, persetujuan korporasi dari Meneg BUMN Negosiasi PPA dan persetujuan harga jual dari MESDM, Dengan PLN maka PT PLN (Persro) dan pengembang dapat melaksanakan penandatanganan kontrak Power Purchase Agreement (PPA). Jangka waktu pelaksanaan Persetujuan Korporasi keseluruhan proses pelaksanaan Oleh Meneg. BUMN pelelangan umum harus selesai dalam waktu: • 196 hari sampai dengan penandatanganan kontrak Persetujuan Harga Jual Oleh MESDM (untuk kapasitas ≤ 15 MW); • 321 hari sampai dengan penandatanganan kontrak (untuk kapasitas > 15 MW); Setelah menandatangani kontrak PPA Dengan PLN jual beli tenaga listrik (Power Purchase Agreement) dengan PT PLN persero, pengembang dapat mengajukan Gambar 4.3. permohonan penerbitan IUKU kepada Mekanisme Pelelangan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Listrik Swasta disertai dengan persyaratan dokumen (Sesuai Permen ESDM yang ditentukan. Nomor 01/2006 jo Permen ESDM Nomor 04/2007)

76


Permohonan IUKU Sementara Oleh Pengembang

Penerbitan IUKU Sementara Oleh DESDM

Permohonan IUKU Oleh Pengembang

Penerbitan IUKU Oleh DESDM

Penunjukan Langsung

Pembelian tenaga listrik dari pihak swasta yang dapat dilakukan dengan penunjukan langsung, berdasarkan Peraturan pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik jis Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 dan Peraturan Pemerintah Nomor 26 Tahun 2006, harus memenuhi kriteria-kriteria sebagai berikut: a. Pembelian tenaga listrik dari pembangkit tenaga listrik yang menggunakan energi terbarukan, gas marjinal, batubara mulut tambang dan energi setempat lainnya; b. Pembelian kelebihan tenaga listrik; c. Sistem tenaga listrik setempat dalam kondisi krisis penyediaan tenaga listrik; atau d. Penambahan kapasitas pembangkit tenaga listrik pada pusat pembangkit tenaga listrik yang telah beroperasi di lokasi yang sama. Daerah yang mengalami kondisi krisis penyediaan tenaga listrik, ditetapkan oleh Pemerintah sesuai dengan usulan PT PLN (Persero). Pemerintah telah menerbitkan beberapa kali Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral tentang Penetapan Kondisi Penyediaan Tenaga Listrik yang menetapkan daerah-daerah yang mengalami kondisi krisis penyediaan tenaga listrik, yang ditetapkan berdasarkan perkembangan kondisi sistem kelistrikan di berbagai daerah, yang terakhir ditetapkan melalui Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 8912/20/600.1/2010 tanggal 2 Maret 2010. Untuk wilayah yang telah ditetapkan sebagai daerah yang mengalami kondisi krisis pasokan tenaga listrik dalam Peraturan Menteri tersebut, maka pembelian tenaga listrik dari pihak swasta dapat dilakukan oleh PT PLN (Persero) melalui mekanisme penunjukan langsung. Berdasarkan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 01 Tahun 2006 jo. Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 04 Tahun 2007, proses pelaksanaan penunjukan langsung dimulai dengan pengajuan usulan penjualan tenaga listrik melalui penunjukan langsung kepada PT PLN (Persero) oleh Koperasi dan Badan Usaha lain. Setelah melakukan evaluasi terhadap usulan

proposal yang diajukan Koperasi atau Badan Usaha lain tersebut dan dicapai kesepakatan awal kerjasama antara kedua belah pihak, maka PT PLN (Persero) mengajukan usulan pembelian tenaga listrik yang akan dilakukan melalui penunjukan langsung disertai alasannya kepada Menteri melalui Direktur Jenderal Listrik dan Pemanfaatan Energi untuk mendapatkan persetujuan. Setelah mendapat persetujuan dari Menteri ESDM, PT PLN (Persero) melakukan penunjukan langsung dan negosiasi PPA dengan calon pengembang. Dalam tahap ini, calon pengembang dapat mengajukan permohonan penerbitan Izin Usaha Ketenagalistrikan Untuk Kepentingan Umum (IUKU) sementara kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral. Setelah diperoleh kesepakatan PPA antara PT PLN (Persero) dengan pengembang, dilakukan pengajuan persetujuan korporasi kepada Meneg BUMN. Hasil negosiasi harga jual tenaga listrik diajukan kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral untuk mendapatkan persetujuan. Setelah mendapatkan IUKU Sementara, persetujuan harga jual dari MESDM, dan persetujuan korporasi dari Meneg BUMN, PT PLN (Persero) dan pengembang dapat melaksanakan penandatanganan kontrak Power Purchase Agreement (PPA). Keseluruhan proses pelaksanaan penunjukan langsung hingga penandatanganan kontrak harus selesai dilaksanakan dalam waktu 110 hari. Setelah menandatangani kontrak jual beli tenaga listrik (Power Purchase Agreement) dengan PT PLN persero, pengembang dapat mengajukan permohonan penerbitan IUKU kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral disertai dengan persyaratan dokumen yang telah ditentukan. Sebagai gambaran bagan proses penunjukan langsung jual beli listrik (sebagaimana diatur dalam Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 01 Tahun 2006 jo. Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 04 Tahun 2007), dapat dilihat pada gambar sebagai berikut:


77

Skema Investasi dan Mekanisme Pengadaan Proposal Pengembang

Evaluasi dan Permohonan Untuk Penunjukan Langsung oleh PLN

Persetujuan Untuk Penunjukan Pemenang oleh DESDM

Penunjukan Langsung Oleh PLN

Negosiasi PPA Dengan PLN

Persetujuan Korporasi Oleh Meneg. BUMN

Persetujuan Harga Jual Oleh MESDM

PPA Dengan PLN

Gambar 4.4. Mekanisme Penunjukan langsung Listrik Swasta (Sesuai Permen ESDM Nomor 01/2006 jo Permen ESDM Nomor 04/2007)

Pemilihan Langsung

Pembelian tenaga listrik yang dapat dilakukan melalui mekanisme penunjukan langsung berdasarkan Pasal 11 ayat (6a) Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik jis Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 dan Peraturan Pemerintah Nomor 26 Tahun 2006, adalah pembelian tenaga listrik dalam rangka diversifikasi energi untuk pembangkit tenaga listrik ke non-bahan bakar minyak. Selain itu, berdasarkan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 01 Tahun 2006 jo. Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 04 Tahun 2007, pemilihan langsung juga dapat dilakukan dalam hal: • Pengembang yang mengajuk an permohonan untuk penunjukan Permohonan IUKU langsung di sistem PT PLN (Persero) Sementara Oleh Pengembang lebih dari 1 (satu); dan • Jumlah kapasitas yang ditawarkan oleh pengembang melebihi kebutuhan tambahan kapasitas sistem PT PLN (Persero). Penerbitan IUKU Sementara Oleh DESDM Proses pelaksanaan pemilihan langsung dimulai dengan mengajukan usulan pembelian tenaga listrik yang akan dilakukan melalui pemilihan langsung oleh PT PLN (Persero) disertai dengan alasannya Permohonan IUKU kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Oleh Pengembang Mineral melalui Direktur Jenderal Listrik dan Pemanfaatan Energi untuk mendapatkan persetujuan. Setelah mendapat persetujuan Penerbitan IUKU dari Direktur Jenderal atas nama Menteri, PT Oleh DESDM PLN (Persero) melakukan proses permilihan langsung. Selanjutnya PLN melakukan negosiasi PPA dengan pemenang hasil pemilihan langsung tersebut. Selama proses negosiasi tersebut pengembang yang ditunjuk dapat mengajukan permohonan IUKU Sementara kepada DESDM. Setelah diperoleh kesepakatan PPA antara PT PLN (Persero) dengan pengembang, PT PLN (Persero) melaporkan hasil negosiasi dan mengajukan usulan harga

78


jual tenaga listrik Menteri untuk mendapat persetujuan serta pengajuan persetujuan korporasi kepada Meneg BUMN. Setelah mendapatkan IUKU Sementara, persetujuan harga jual dari MESDM, dan persetujuan korporasi dari Meneg BUMN, PT PLN (Persero) dan pengembang dapat melaksanakan penandatanganan kontrak Power Purchase Agreement (PPA). Keseluruhan proses pelaksanaan pemilihan langsung, hingga penandatanganan kontrak harus selesai dilaksanakan dalam waktu 170 hari. Setelah menandatangani kontrak jual beli tenaga listrik (Power Purchase Agreement) dengan PT PLN persero, pengembang dapat mengajukan permohonan penerbitan IUKU kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral disertai dengan persyaratan dokumen yang telah ditentukan. Prosespemilihanlangsung sebagaimana diatur dalam Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 01 Tahun 2006 jo. Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 04 Tahun 2007, dapat di lihat pada gambar sebagai berikut.

Evaluasi Calon berdasarkan Shorlisted Oleh PLN Permohonan Untuk Pemilihan Langsung oleh PLN

Persetujuan Untuk Pemilihan Langsung oleh DESDM

Pemilihan Langsung Oleh PLN

Negosiasi PPA Dengan PLN Permohonan IUKU Sementara Oleh Pengembang Persetujuan Korporasi Oleh Meneg. BUMN

Persetujuan Harga Jual Oleh MESDM

PPA Dengan PLN

Gambar 4.4. Mekanisme Pemilihan langsung Listrik Swasta

Penerbitan IUKU Sementara Oleh DESDM

Permohonan IUKU Oleh Pengembang

Penerbitan IUKU Oleh DESDM

(Sesuai Permen ESDM Nomor 01/2006 jo Permen ESDM Nomor 04/2007)


79

4.2.

K

ewenangan dan Pemberian Izin Usaha Ketenagalistrikan

Sebagaimana telah diatur dalam Undang-Undang Nomor 30 Tahun 2009, tentang Ketenagalistrikan, pihak swasta diberikan kesempatan yang seluas-luasnya untuk melakukan usaha penyediaan tenaga listrik baik untuk kepentingan umum maupun untuk kepentingan sendiri berdasarkan Izin Usaha Ketenagalistrikan. Berdasarkan hal tersebut, maka sesuai dengan kebijakan atas otonomi daerah telah diatur pembagian kewenangan penerbitan izin usaha ketenagalistrikan antara Pemerintah Pusat dan Pemerintah Daerah dalam hal ini Menteri, Gubernur dan Bupati/Walikota. Pembagian kewenangan penerbitan Izin Usaha Ketenagalistrikan untuk Kepentingan Umum sebagaimana diatur dalam Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 tentang Perubahan Atas Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik, adalah sebagai berikut: a. Bupati/Walikota, untuk usaha penyediaan tenaga listrik baik sarana maupun energi listriknya berada dalam daerahnya maisng-masing yang tidak terhubung ke dalam Jaringan Transmisi Nasional. b. Gubernur, untuk usakha penyediaan tenaga listrik lintas kabupaten atau kota baik sarana maupun energi listriknya yang tidak terhubung dengan Jaringan Transmisi Nasional. c. Menteri, untuk usaha penyediaan tenaga listrik lintas provinsi baik sarana maupun energi listriknya yang tidak terhubung ke dalam Jaringan transmisi Nasional atau usaha penyediaan tenaga listrik yang terhubung ke dalam Jaringan Transmisi Nasional.

80


4.3.

M

ekanisme Permohonan Izin

Secara umum pengajuan permohonan Izin Usaha Ketenagalistrikan untuk Kepentingan Umum (IUKU) dan Izin Usaha Ketenagalistrikan untuk Kepentingan Sendiri (IUKS) harus memenuhi kelengkapan persyaratan administratif dan teknis. Persyaratan administratif yang harus dipenuhi meliputi: 1. Identitas pemohon; 2. Akta pendirian perusahaan; 3. Prol perusahaan; 4. NPWP; dan 5. Kemampuan pendanaan.

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Persyaratan teknis yang harus dipenuhi meliputi: Studi kelayakan; Lokasi instalasi termasuk tata letak (gambar situasi); Diagram satu garis (single line diagram); Jenis dan kapasitas usaha; Keterangan/gambar daerah usaha dan Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik; Jadwal pembangunan; Jadwal pengoperasian; dan Izin dan persyaratan lain sesuai peraturan perundang-undangan yang berlaku.

Sesuai ketentuan Pasal 6 ayat (14) Peraturan Pemerintah tersebut, ketentuan mengenai tata cara perizinan ditetapkan oleh Menteri, Gubernur atau Bupati/Walikota sesuai kewenangannya. Tata cara dan persyaratan izin usaha di bidang usaha penyediaan tenaga listrik yang merupakan kewenangan Menteri, diatur dalam Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 0010/2005 tentang Tata Cara Perizinan Usaha Ketenagalistrikan untuk Lintas Provinsi atau yang Terhubung dengan Jaringan Transmisi nasional. Dalam Peraturan Menteri tersebut, proses penerbitan izin di bidang usaha penyediaan tenaga listrik dilakukan melalui dua tahapan yaitu penerbitan IUKU sementara dan penerbitan IUKU.

A. IUKU Sementara Dari mekanisme pembelian tenaga listrik sebagaimana dijelaskan sebelumnya, setelah PT PLN (Persero) menetapkan calon pengembang dari hasil proses pelelangan, penunjukan langsung atau pemilihan langsung, calon pengembang dapat mengajukan permohonan penerbitan IUKU sementara kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral. Surat permohonan penerbitan IUKU sementara harus

dilengkapi dengan persyaratan dokumen berupa persyaratan administratif dan persyaratan teknis. Persyaratan administratif yang harus dipenuhi yaitu: 1. Identitas pemohon; 2. Akta pendirian perusahaan; 3. Prol perusahaan; 4. Nomor Pokok Wajib Pajak (NPWP). Persyaratan teknis yang harus dipenuhi yaitu: 1. Studi kelayakan awal; 2. Jenis dan kapasitas pembangkit; 3. Jadwal pembangunan; 4. Surat penunjukan pemenan g lelang atau penunjukan/pemilihan langsung dari PKUK atau PIUKU

B. IUKU Proses penerbitan IUKU hanya dapat dilakukan terhadap pengembang, apabila pengembang telah menandatangani kontrak jual beli tenaga listrik (Power Purchase Agreement) dan telah mendapatkan kepastian pendanaan (financial closing) untuk melaksanakan pembangunan sarana ketenagalistrikan tersebut. Apabila persyaratan tersebut telah dipenuhi, maka pengembang dapat mengajukan permohonan penerbitan IUKU kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral dilengkapi dengan persyaratan dokumen berupa persyaratan administratif dan persyaratan teknis. Persyaratan administratif yang harus dipenuhi meliputi: 1. Identitas pemohon; 2. Akta pendirian perusahaan; 3. Prol perusahaan; 4. NPWP; dan 5. Kemampuan pendanaan.

Persyaratan teknis yang harus dipenuhi yaitu: 1. Studi kelayakan; 2. Lokasi instalasi termasuk tata letak (gambar situasi); 3. Diagram satu garis (single line diagram); 4. Jenis dan kapasitas usaha; 5. Keterangan/gambar daerah usaha dan Rencana Usaha Penyediaan TL.; 6. J a d w a l p e m b a n g u n a n & r e n c a n a pengoperasian; 7. Persetujuan harga jual TL atau sewa menyewa jaringan; dan 8. Izin dan persyaratan lainnya meliputi: AMDAL atau UKL & UPL, IMB dan Izin Penanaman Modal.


81

Mekanisme Permohonan Izin

Gambar 4.6.

82


Gambar 4.7.


83

LAMPIRAN

R

EKAPITULASI KEBUTUHAN INFRASTRUKTUR DAN INVESTASI Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi NAD 2011

No.

Uraian

1.

P em ba ng ki t Te na ga Listrik (MW)

2.

Tr an sm is i Te na ga Listrik (kms)

3.

Gardu Induk (MVA)

4.

S ist em D is tr ib usi

Volume

2013 Investasi (juta USD)

Volume


Volume


Volume

Investasi (juta USD)

Volume

221

188,0

26

118,7

94

95,4

63

124,2

0

2 19,5

1.010

29,6

328

7,2

4

8,9

280

23,6

0

42,2

240

12,3

120

6,1

20

7,1

110

20,9

90

42,6

22

2,5

23

2,6

24

2,7

25

2,9

27

3,2

- JTM (kms)

453

10,9

471

11,3

496

11,9

530

12,8

568

13,7

- JTR (kms)

494

4,3

512

4,4

547

4,7

583

5,0

634

5,5

12.150

1,8

8.000

1,4

7.650

1,8

6.500

1,9

- JTM (kms)

411

7,1

150

4,5

164

5,5

162

6,2

- JTR (kms)

670

6,5

191

3,3

209

4,0

221

4,6

- Gardu Distribusi (MVA)

5.


L is tr ik P er de sa an (2011-2014) - Gardu Distribusi (Unit/kVA)

266

95

262,9

114

159,6

108

142,1

202,2

326,7

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi SUMUT 2011 No.

Uraian


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

1.


640

598,8

24

695,7

638

732,6

475

343,3

45

154,5

2.


786

56,6

220

52,2

552

16,2

46

2,5

30

2,8

3.

Gardu Induk (MVA)

2.130

52,0

700

41,9

1.210

14,5

90

6,1

150

8,8

4.

S ist em D is tr ibu si 373

4,5

602

6,6

583

6,4

579

6,4

554

6,1

- JTM (kms)

1.017

373

1.304

38,9

1.403

41,5

1.534

44,2

1.668

46,6

- JTR (kms)

933

8,3

860

7,7

778

6,9

682

5,9

538

4,5

4.675

0,9

5.000

1,4

6.600

2,0

6.000

2,0

- JTM (kms)

350

7,3

460

10,7

440

11,3

422

11,9

- JTR (kms)

201

2,0

216

2,3

216

2,4

210

2,8


5.


157

170

1.103,6

84


857,5

204

833,8

190

425,0

223,4

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi SUMBAR 2011 No.

Uraian

1.


2.


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

1

200,3

286

334,4

0

301,7

220

248,8

200

75,6


232

114,4

902

32,2

0

0,4

14

0,4

0

1,4

3.

Gardu Induk (MVA)

170

27,6

530

11,4

60

4,6

60

5,9

90

8,4

4.

S is te m Di st ri bu si 28

2,0

35

2,6

38

2,7

41

3,0

45

3,3

- JTM (kms)

226

6,0

270

7,1

280

7,4

297

7,8

315

8,3

- JTR (kms)

334

4,0

344

4,1

359

4,3

382

4,5

407

4,8

7.225

1,1

6.150

1,7

7.450

1,5

7.450

1,8

- JTM (kms)

305

6,42

316

9,4

301

10,1

301

10,6

- JTR (kms)

223

2,8

307

3,5

307

4,2

307

4,5


5.


166

112

364,6

80

406,4

80

336,9

287,4

101,8

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi RIAU 2011 No.

Uraian

1.


2.


3.

Gardu Induk (MVA)

4.

S is te m Dis tr ibu si

Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

34

154,5

116

133,5

128

71,9

7

90,5

5

244,4

414

58,8

704

23,7

150

45,3

130

113,9

670

49,5

50

30,6

730

15,4

120

30,9

90

63,2

1.130

25,6

52

4,9

56

5,4

62

6,0

73

7,0

83

7,9

- JTM (kms)

408

9,2

447

10,1

494

11,1

580

13,1

657

14,8

- JTR (kms)

493

4,8

539

5,2

596

5,8

699

6,8

792

7,6

28.000

3,9

7.900

1,9

7.650

2,0

7.900

2,2

- JTM (kms)

310

6,5

175

5,0

170

5,2

170

5,6

- JTR (kms)

389

4,4

200

2,6

190

2,6

180

2,7


5.



380

277,6

100

202,8

97

180,8

100

304,9


349,9

85

REKAPITULASI KEBUTUHAN INFRASTRUKTUR DAN INVESTASI Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi KEPRI 2011 No.

Uraian

1.


2.


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

17

59,8

28

81,7

34

63,2

52

40,3

0

-


0

-

0

3,6

0

21,6

158

33,8

112

10,5

3.

Gardu Induk (MVA)

0

-

0

1,4

0

4,0

90

2,3

0

1,0

4.


1,1

13

1,2

14

1,4

17

1,6

19

1,8

- JTM (kms)

95

2,1

103

2,3

114

2,6

134

3,0

152

3,4

- JTR (kms)

113

1,1

123

1,2

136

1,3

160

1,5

181

1,7


5.

L is tr ik P er de sa an (2011-2014) - Gardu Distribusi (Unit/kVA) - JTM (kms) - JTR (kms)

64,2

91,4

94,1

82,6

18,5

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi BENGKULU 2011 No.

Uraian


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

1.


28

57,7

6

78,6

55

89,3

89

45,2

0

-

2.


48

6,8

0

13,7

333

4,4

0

0,6

24

0,2

3.

Gardu Induk (MVA)

30

2,6

0

5,8

85

2,5

30

0,3

0

0,5

4.


0,5

7

0,6

8

0,6

9

0,7

10

- JTM (kms)

67

1,2

73

1,3

80

1,4

88

1,6

97

- JTR (kms)

70

0,7

76

0,8

83

0,8

91

0,9

101

11.300

1,5

8.800

2,6

9.050

2,8

9.200

3,0

0,8

- JTM (kms)

450

11,1

752

19,1

769

20,5

776

21,7

1,7

- JTR (kms)

344

3,7

654

6,4

668

6,9

674

7,3

1,0

81,3

4,2


5.


149

176

85,9

86


128,8

180

129,3

184

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi JAMBI 2011 No.

Uraian


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

1.


0

49,8

28

95,7

55

62,9

55

78,9

0

131,3

2.


0

8,1

185

14,0

130

46,4

170

84,3

420

29,5

3.

Gardu Induk (MVA)

0

30,2

560

20,8

60

26,9

780

15,2

90

12,0

4.


1,1

15

1,2

16

1,3

17

1,4

19

1,5


5.

- JTM (kms)

149

2,7

163

2,9

177

3,2

189

3,4

203

3,6

- JTR (kms)

144

1,5

156

1,6

170

1,7

182

1,9

196

2,0

23.500

3,1

26.000

6,1

25.950

6,6

25.000

6,1

- JTM (kms)

366

8,0

444

10,5

471

11,9

436

10,5

- JTR (kms)

319

2,5

564

5,0

535

5,3

57.149

5,0


360

390

106,8

379

157,7

360

166,3

206,6

179,9

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi SUMSEL 2011 No.

Uraian


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

1.


328

439,6

30

673,8

555

984,7

630

827,7

750

476,7

2.


227

60,5

501

80,8

293

120,6

890

98,0

167

148,5

3.

Gardu Induk (MVA)

270

48,4

1.520

44,2

60

66,7

1.215

106,2

90

232,8

4.


2,8

37

42

45

51

- JTM (kms)

436

7,8

474

519

569

629

- JTR (kms)

367

3,8

395

433

475

527

29.450

3,5

- JTM (kms)

480

- JTR (kms)

323


5.


459

11.750

2,8

9,4

800

3,7

575

579,5

235

12.000

3,1

14,1

738

6,9

611

822,6

240

11.250

3,2

14,5

750

16,1

8,1

553

8,1

1.197,7

225

1.059,2


858,0

87

REKAPITULASI KEBUTUHAN INFRASTRUKTUR DAN INVESTASI Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi BABEL 2011 No.

Uraian

1.


2.


3.

Gardu Induk (MVA)

4.

S ist em D is tr ibu si

Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

105

61,2

14

67,4

14

56,1

60

28,5

0

-

50

10,5

140

14,1

400

3,8

0

-

0

-

190

5,2

0

5,3

90

2,3

0

2,3

60

2,1

18

0,7

17

0,8

14

0,8

16

1,0

19

1,1

- JTM (kms)

283

3,4

190

2,3

187

2,2

226

2,7

232

2,8

- JTR (kms)

322

2,6

295

2,4

250

2,1

285

2,3

326

2,7

7.100

0,6

11.650

1,8

9.050

1,6

11.600

2,2

- JTM (kms)

292

6,6

336

8,1

365

9,3

345

9,7

- JTR (kms)

147

1,4

240

2,7

230

2,8

215

2,8


5.



96

115

92,2

105

104,8

130

81,1

51,5

8,6

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi LAMPUNG 2011 No.

Uraian


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

1.


255

176,1

55

277,9

24

324,5

275

184,8

0

-

2.


161

12,8

280

9,2

80

11,7

190

49,8

150

121,4

3.

Gardu Induk (MVA)

80

8,7

120

11,6

210

13,1

240

9,3

180

6,0

4.

S ist em D is tr ib usi 38

2,6

36

2,7

39

2,8

43

3,0

47

3,1

- JTM (kms)

181

2,3

141

2,1

134

2,0

130

1,9

125

1,8

- JTR (kms)

327

4,7

296

5,1

308

5,5

325

6,1

345

6,7

16.500

2,6

8.250

2,7

6.350

2,4

4.100

1,9

- JTM (kms)

370

8,1

420

13,4

227

8,7

205

9,5

- JTR (kms)

633

6,2

531

6,9

310

4,8

280

5,2


5.


230

102

224,3

88


331,6

76

375,6

52

271,5

139,1

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi KALBAR 2011 No.

Uraian

1.


2.


3.

Gardu Induk (MVA)

4.

S is te m Dis tr ibu si

Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

0

159,7

196

264,4

88

163,1

158

81,4

30

50,9

112

49,8

1.080

22,5

280

5,4

6

19,0

180

31,8

60

20,3

400

11,4

90

5,3

90

6,7

60

9,4

39

2,8

39

2,8

38

2,7

36

2,6

39

2,8

- JTM (kms)

475

12,6

514

13,6

545

14,4

578

15,3

612

16,2

- JTR (kms)

586

6,9

633

7,5

671

8,0

712

8,4

754

9,0

10.075

1,4

2.425

0,7

2.300

0,8

2.400

1,0

- JTM (kms)

348

8,9

553

16,1

511

17,4

468

17,1

- JTR (kms)

221

5,4

625

9,1

590

10,0

645

11,8


5.



197

48

267,8

47

348,1

47

227,1

163,3

120,0

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi KALTENG 2011 No.

Uraian

1.


2.


3.

Gardu Induk (MVA)

4.


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

16

145,8

34

141,3

170

158,8

120

236,6

100

141,4

346

31,5

606

20,1

304

7,5

2

7,6

240

2,3

60

5,6

60

4,5

30

4,6

60

3,9

60

1,0

14

2,8

13

2,7

11

2,2

12

2,4

12

2,6

- JTM (kms)

290

7,6

277

7,3

225

5,9

241

6,3

258

6,8

- JTR (kms)

247

2,9

236

2,8

193

2,3

207

2,5

221

2,6

7.300

1,2

8.850

2,8

7.650

2,6

7.850

2,8

- JTM (kms)

271

7,9

678

25,1

508

21,6

417

17,1

- JTR (kms)

110

2,8

91

2,4

68

2,0

46

1,5


5.



131

208,3

158

208,9

139

207,5

137

280,8


156,7

89

REKAPITULASI KEBUTUHAN INFRASTRUKTUR DAN INVESTASI Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi KALSEL 2011 No.

Uraian


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

1.


130

115,4

14

138,8

104

122,5

100

67,1

65

19,5

2.


248

16,4

298

8,0

0

9,3

213

2,8

0

1,9

3.

Gardu Induk (MVA)

60

4,0

0

2,2

30

1,8

0

3,9

90

4,5

4.

S is te m Dis tr ibu si 35

7,2

33

6,8

28

5,7

30

6,1

32

6,5

- JTM (kms)

725

19,1

693

18,3

562

14,8

602

15,9

645

17,0

- JTR (kms)

725

7,5

602

7,1

492

5,8

527

6,3

564

6,7

7.300

1,3

7.000

2,0

7.250

2,1

8.250

2,5

- JTM (kms)

186

5,2

275

8,0

260

8,1

250

8,3

- JTR (kms)

143

2,1

100

3,0

109

4,1

105

4,3


5.


131

140

178,1

140

194,2

150

174,2

117,1

56,2

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi KALTIM 2011 No.

Uraian

1.


2.


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

0

335,7

393

434,1

335

214,0

107

46,3

0

72,9


180

34,2

487

30,3

544

10,4

0

7,2

220

2,2

3.

Gardu Induk (MVA)

150

10,9

120

10,1

180

4,9

60

4,6

60

4,8

4.


5,6

115

8,3

128

9,3

80

5,8

88

6,4

- JTM (kms)

482

8,2

663

11,3

787

13,4

764

13,0

872

14,9

- JTR (kms)

373

3,9

516

5,4

596

6,3

542

5,7

603

6,4

9.200

1,1

7.840

1,2

8.640

1,3

17.600

2,7

- JTM (kms)

195

6,0

190

7,6

196

7,7

228

9,6

- JTR (kms)

88

1,2

33

0,5

52

0,8

40

0,6


5.


92

49

406,9

90


508,8

54

268,1

50

95,6

107,5

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi SULUT 2011 No.

Uraian

1.


2.


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

50

117,9

59

152,6

92

118,2

80

50,4

16

12,6


152

2,1

4

1,8

40

1,4

32

0,3

0

-

3.

Gardu Induk (MVA)

190

5,7

70

4,4

0

4,4

90

4,6

40

3,4

4.


1,9

28

2,1

31

2,3

34

2,5

37

2,7

- JTM (kms)

144

2,5

139

2,4

147

2,5

160

2,7

175

3,0

- JTR (kms)

232

2,5

247

2,6

271

2,9

296

3,1

306

3,2

5.500

0,7

6.050

1,9

5.775

2,1

5.625

2,2

- JTM (kms)

150

5,2

194

8,4

193

9,2

182

9,5

- JTR (kms)

160

2,1

248

5,3

248

5,8

255

6,5


5.


70

112

140,6

115

181,4

111

148,7

81,9

24,9

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi GORONTALO 2011 No.

Uraian

1.


2.


3.

Gardu Induk (MVA)

4.

S is te m Di st ri bu si

Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

50

49,8

20

95,7

12

14,6

0

-

0

-

500

5,3

16

3,1

0

7,0

210

3,1

20

1,1

80

1,9

0

-

0

0,6

0

1,3

30

0,4

6

0,5

7

0,5

8

0,5

8

0,6

9

0,7

- JTM (kms)

32

0,5

31

0,5

33

0,6

36

0,6

39

0,7

- JTR (kms)

56

0,6

60

0,6

66

0,7

72

0,8

74

0,8

48.500

5,7

9.500

2,3

10.000

2,5

9.500

2,7

- JTM (kms)

183

5,0

460

15,3

500

16,5

550

17,5

- JTR (kms)

180

1,8

450

11,2

500

12,1

520

12,8


5.



610

71,1

79

129,4

83

55,0

79

39,2


3,6

91

REKAPITULASI KEBUTUHAN INFRASTRUKTUR DAN INVESTASI Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi SULTENG 2011 No.

Uraian


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

1.


198

144,2

68

143,9

46

140,7

271

200,4

12

10,6

2.


632

35,9

0

45,4

360

19,7

0

15,3

480

11,1

3.

Gardu Induk (MVA)

80

2,4

0

1,6

0

7,0

90

8,4

110

4,2

4.


1,2

18

1,3

19

1,4

21

1,5

23

1,7

- JTM (kms)

76

1,3

73

1,2

77

1,3

84

1,4

92

1,6

- JTR (kms)

145

1,5

154

1,6

169

1,8

184

1,9

191

2,0

9.625

2,1

9.650

2,5

9.850

2,5

9.950

2,7

- JTM (kms)

300

8,3

556

15,3

569

16,5

575

17,5

- JTR (kms)

490

6,4

579

11,2

592

12,1

597

12,8


5.


190

190

203,2

197

224,2

199

203,0

261,9

31,2

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi SULSEL 2011 No.

Uraian


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

1.


234

268,4

204

234,3

150

264,2

208

246,9

200

218,1

2.


370

25,4

313

6,6

70

0,8

2

0,6

2

8,4

3.

Gardu Induk (MVA)

460

13,3

150

10,4

180

8,0

180

8,6

150

10,5

4.


7,1

108

7,8

109

7,9

101

7,3

112

8,1

- JTM (kms)

934

15,9

968

16,5

895

15,3

806

13,7

889

15,1

- JTR (kms)

1.103

11,6

1.189

12,5

1.137

12,0

1.058

11,2

1.167

12,3

21.700

3.3

10.400

2,6

10.500

3,0

14.100

4,3

- JTM (kms)

438

8,6

204

5,1

212

5,7

235

8,6

- JTR (kms)

511

5,8

268

3,6

266

3,7

313

4,8


5.


331

170

359.4

92


299,4

187

320,6

242

306,1

272,6

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi SULBAR 2011 No.

Uraian


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

1.


8

9,6

0

-

0

12,3

14

17,1

0

-

2.


0

-

0

1,3

0

2,9

90

0,9

0

-

3.

Gardu Induk (MVA)

60

0,5

0

0,3

0

0,8

30

0,3

0

-

4.

S is te m Dis tr ibu si 5

0,4

6

0,4

6

0,4

5

0,4

6

0,4

- JTM (kms)

37

0,6

39

0,7

36

0,6

32

0,5

36

0,6

- JTR (kms)

57

0,6

62

0,6

59

0,6

55

0,6

60

0,6


5.


11,7

3,3

17,7

19,7

1,7

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi SULTRA 2011 No.

Uraian

1.


2.


3.

Gardu Induk (MVA)

4.


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

21

83,7

32

96,0

70

82,5

20

58,9

33

88,9

0

14,4

20

31,3

980

9,4

0

-

0

-

40

7,1

60

11,7

183

5,5

90

1,3

0

1,7

14

1,0

15

1,1

15

1,1

14

1,0

16

1,1

- JTM (kms)

113

1,9

117

2,0

108

1,8

98

1,7

108

1,8

- JTR (kms)

154

1,6

166

1,8

159

1,7

148

1,6

163

1,7

3.450

0,7

1.505

0,4

1.175

0,4

800

0,3

- JTM (kms)

254

6,8

162

4,9

149

4,8

140

4,9

- JTR (kms)

187

2,1

23

0,3

37

0,5

54

0,7


5.



86

119,4

24

149,5

23

107,8

25

70,3


95,3

93

REKAPITULASI KEBUTUHAN INFRASTRUKTUR DAN INVESTASI Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi NTB 2011 No.

Uraian

1.


2.


3.

Gardu Induk (MVA)

4.


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

96

172,5

63

185,3

125

123,1

60

61,5

55

57,4

113

5,8

108

5,1

121

2,5

61

4,4

0

9,0

70

9,0

110

4,9

20

3,3

60

4,4

70

4,5

36

4,8

30

4,1

16

2,1

17

2,3

18

2,4

- JTM (kms)

536

12,9

454

10,9

235

5,6

251

6,0

268

6,4

- JTR (kms)

536

7,5

454

6,3

235

3,3

251

3,5

268

3,7

9.075

1,1

24.745

5,4

26.545

6,3

28.095

7,4

- JTM (kms)

316

8,6

296

10,7

364

14,5

339

14,9

- JTR (kms)

140

2,9

430

10,0

343

8,9

345

9,8


5.



117

305

225,1

324

242,8

345

169,7

114,1

83,5

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi NTT 2011 No.

Uraian

1.


2.


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

95

99,0

32

46,8

27

42,2

45

56,1

11

34,1


294

2,4

0

4,5

0

10,2

326

3,1

0

-

3.

Gardu Induk (MVA)

170

3,2

0

2,0

30

3,6

60

1,3

0

1,1

4.


1,4

18

1,6

20

1,7

22

1,9

24

2,1

- JTM (kms)

237

5,8

243

6,0

248

6,1

252

6,2

254

6,2

- JTR (kms)

273

2,9

282

3,0

292

3,1

300

3,2

307

3,3

14.550

2,0

15.450

3,4

18.000

4,2

18.250

4,5

- JTM (kms)

583

15,0

495

14,8

542

17,1

546

18,3

- JTR (kms)

469

5,4

358

5,3

413

6,5

429

7,1


5.


241

309

137,3

94


87,3

360

94,7

365

101,7

46,8

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi MALUKU 2011 No.

Uraian


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

1.


0

43,7

20

66,4

63

58,1

19

24,1

19

30,9

2.


0

3,5

60

2,6

40

0,5

0

-

0

19,9

3.

Gardu Induk (MVA)

0

3,4

50

1,9

30

0,3

0

0,4

0

4,0

4.

S is te m Di st ri bu si - Gardu Distribusi (MVA)

11

0,9

10

0,8

11

0,9

11

1,0

12

1,1

- JTM (kms)

39

1,0

29

0,7

37

0,9

41

1,0

44

1,1

- JTR (kms)

95

1,0

86

1,0

92

1,0

100

1,1

108

1,2

4.000

0,6

7.500

2,2

7.700

2,4

7.800

2,5

- JTM (kms)

211

6,3

400

14,2

409

15,3

413

16,2

- JTR (kms)

50

1,0

449

9,7

459

10,4

463

11,0

5.


75

150

61,5

154

99,6

156

89,8

57,2

58,1

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi MALUKU UTARA 2011 No.

Uraian

1.


2.


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

16

30,6

11

33,7

11

43,0

37

36,9

6

5,4


0

-

0

2,0

0

4,5

128

1,4

0

-

3.

Gardu Induk (MVA)

0

-

0

-

0

-

0

-

0

0,5

4.


0,5

5

0,4

6

0,5

6

0,5

7

0,6

- JTM (kms)

23

0,6

17

0,4

22

0,5

24

0,6

26

0,6

- JTR (kms)

50

0,5

46

0,5

49

0,5

53

0,6

57

0,6

7.300

0,9

13.050

3,3

13.350

3,6

13.450

3,8

- JTM (kms)

235

5,7

627

16,6

641

17,8

648

18,9

- JTR (kms)

166

1,9

504

9,4

516

10,1

520

10,6


5.


106

40,6

261

66,4

267

80,5

269

73,3


7,8

95

REKAPITULASI KEBUTUHAN INFRASTRUKTUR DAN INVESTASI Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi PAPUA 2011 No.

Uraian

1.


2.


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

26

66,7

21

91,1

99

100,1

22

36,3

6

32,9


0

10,8

340

3,3

0

-

0

-

0

-

3.

Gardu Induk (MVA)

0

5,0

110

1,6

0

0,3

0

1,0

30

1,3

4.

S ist em D is tr ib usi 16

1,4

19

1,6

21

1,8

24

2,0

22

1,9

- JTM (kms)

177

4,4

217

5,3

228

5,6

245

6,0

224

5,5

- JTR (kms)

224

2,4

257

2,7

289

3,1

324

3,5

300

3,2

5.900

1,1

10.275

3,8

13.500

5,3

14.000

5,7

- JTM (kms)

355

12,0

520

16,4

700

22,1

750

23,7

- JTR (kms)

162

1,8

496

4,7

740

7,0

820

7,8


5.


111

202

105,6

270

130,5

280

145,3

86,0

44,7

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi PAPUA BARAT 2011 No.

Uraian

1.


2.


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

23

25,1

7

42,7

28

37,9

18

17,6

1

17,5


0

2,9

90

1,7

0

1,9

60

0,6

0

-

3.

Gardu Induk (MVA)

0

1,0

0

2,6

40

0,3

0

0,2

0

0,8

4.


0,8

11

0,9

12

1,0

13

1,2

12

1,1

- JTM (kms)

101

2,5

124

3,0

129

3,2

139

3,4

127

3,1

- JTR (kms)

128

1,4

147

1,6

165

1,8

185

2,0

172

1,8


5.


33,7

96


52,5

46,0

24,9

24,3

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi BALI 2011 No.

Uraian

1.


2.


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

0

242,5

130

172,8

460

95,0

0

37,6

0

92,4


158

51,9

207

15,1

10

37,7

10

80,9

440

24,1

3.

Gardu Induk (MVA)

150

7,0

60

15,5

210

33,4

330

46,4

1.120

16,0

4.


1,7

50

2,2

63

2,8

78

3,5

88

3,9

- JTM (kms)

184

4,2

237

5,3

294

6,6

355

8,0

388

8,7

- JTR (kms)

120

0,8

188

1,2

259

1,6

334

2,1

372

2,3

15.780

1,3

6.750

1,2

8.350

1,8

21.450

3,4

- JTM (kms)

84

2,4

153

3,3

104

3,9

60

2,5

- JTR (kms)

168

3,0

94

2,1

101

2,4

82

2,3


5.


155

65

314,8

52

218,8

141

185,2

186,7

147,4

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi BANTEN 2011 No.

Uraian

1.


2.


3.

Gardu Induk (MVA)

4.


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

1.570

306,2

0

55,8

0

259,7

0

397,0

110

5 92,8

529

30,3

28

25,1

179

12,6

58

120,2

16

263,6

2.046

81,6

980

67,8

720

57,5

1.240

33,3

120

47,2

177

16,6

166

14,3

167

14,9

172

14,8

209

18,1

- JTM (kms)

1.064

73,2

879

56,2

628

33,8

655

35,9

982

64,6

- JTR (kms)

1.267

8,4

1.386

8,7

1.374

8,7

1.460

9,3

1.659

10,1

9.700

1,2

8.850

2,2

4.250

1,1

5.650

1,6

- JTM (kms)

159

3,7

658

7,6

682

7,7

597

8,9

- JTR (kms)

276

3,0

421

7,5

475

9,8

392

9,4


5.



169

524,2

0

245,1

0

405,9

0

630,3


996,4

97

REKAPITULASI KEBUTUHAN INFRASTRUKTUR DAN INVESTASI Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi JAWA BARAT 2011 No.

Uraian

1.


2.


3.

Gardu Induk (MVA)

4.


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

3.214

1.669,0

325

1.690,0

655

1.736,1

2.762

1.348,8

30

663,9

729

115,7

632

108,6

418

136,7

726

63,0

262

40,9

5.396

252,1

3.600

185,2

2.040

140,3

2.020

301,7

440

581,6

362

56,3

244

37,9

283

44,0

247

38,3

315

48,9

- JTM (kms)

2.014

66,2

2.087

68,9

2.175

67,1

2.294

71,4

2.446

76,3

- JTR (kms)

3.742

42,3

3.952

45,0

4.175

47,8

4.410

50,9

4.659

54,1

14.500

2,1

15.100

2,8

16.500

3,1

18.400

3,4

- JTM (kms)

242

6,3

658

8,3

682

9,0

597

9,6

- JTR (kms)

480

6,4

421

4,4

475

4,8

392

5,0


5.



240

0

2.216,5

0

2.151,2

0

2.189,0

1.892,1

1.465,7

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi JAWA TENGAH 2011 No.

Uraian


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

1.


630

1.112,2

1.320

1.381,0

55

1.317,5

1.715

1.131,0

1.305

857,4

2.


505

75,8

421

76,2

137

112,8

666

36,7

34

9,5

3.

Gardu Induk (MVA)

2.512

87,0

2.260

75,8

540

99,5

1.950

58,4

1.040

44,9

4.


12,0

209

8,3

235

9,3

255

10,1

278

11,0

- JTM (kms)

1.860

53,0

1.258

35,8

1.396

39,8

1.426

40,6

1.694

48,3

- JTR (kms)

3.075

15,7

2.126

10,9

2.388

12,2

2.598

13,3

2.827

14,4

20.000

1,3

23.350

1,8

22.900

1,9

22.500

2,1

- JTM (kms)

291

4,2

370

5,1

400

5,5

415

5,8

- JTR (kms)

368

3,9

350

6,2

380

6,8

504

7,2


5.


400

155

1.365,1

98


1.601,1

165

1.605,4

161

1.305,3

985,6

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi DIY 2011 No.

Uraian

1.


2.


3.

Gardu Induk (MVA)

4.


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

0

-

0

-

0

-

0

-

0

-

10

0,2

0

-

0

0,4

0

0,9

10

0,3

120

1,9

0

2,5

120

20,5

0

43,9

800

20,8

43

1,7

30

1,2

34

1,3

37

1,4

40

1,6

- JTM (kms)

232

6,6

157

4,5

174

5,0

178

5,1

211

6,0

- JTR (kms)

440

2,2

304

1,6

342

1,7

372

1,9

405

2,1


5.



12,7

9,7

28,9

53,2

30,7

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi JAWA TIMUR 2011 No.

Uraian

1.


2.


3.

Gardu Induk (MVA)

4.


Volume


Volume


Volume


Volume


Volume

1.290

954,8

815

789,9

755

614,0

675

452,0

0

354,7

93

84,8

643

36,8

136

20,5

160

21,1

155

9,6

1.902

170,6

3.410

127,0

1.940

107,3

1.510

91,4

1.390

64,9

580

17,9

619

19,1

660

20,3

703

21,7

749

23,1

- JTM (kms)

1.624

34,5

1.732

33,6

1.847

35,8

1.968

38,3

2.097

40,9

- JTR (kms)

1.990

18,9

2.123

20,1

2.263

21,5

2.412

22,9

2.569

24,4

10.650

0,9

13.200

2,7

13.300

2,9

13.900

3,1

- JTM (kms)

175

3,5

224

5,7

224

6,0

226

6,3

- JTR (kms)

256

3,6

315

5,3

335

5,9

337

6,2


5.



125

1.289,4

179

1.040,1

183

834,1

191

663,0


517,5

99

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan Investasi Propinsi DKI JAKARTA 2011 No.

Uraian

1.


2.


3.

Gardu Induk (MVA)

4.

Volume 694

291,8


Volume 243

79,7


Volume 0

Volume -


0


Volume -

0

-

190

48,2

51

15,8

6

33,2

56

57,2

102

57,1

2.758

174,1

1.340

177,6

1.360

138,1

1.420

136,3

1.020

182,9

371

25,1

391

26,4

377

25,4

408

27,6

488

32,9

- JTM (kms)

1.657

156,2

1.123

109,4

407

50,8

407

54,0

1.190

127,4

- JTR (kms)

2.160

6,6

2.427

6,4

2.293

5,2

2.448

5,6

2.934

6,6

S ist em D is tr ib usi - Gardu Distribusi (MVA)

5.



702,0

100


415,3

252,8

280,7

406,9


 







REPUBLIK INDONESIA











        

 



Peluang Investasi Sub Sektor Pertambangan Mineral dan Batubara


Peluang Investasi Sektor ESDM - Minerba

101

102


1

PENDAHULUAN 1.1.

L

atar Belakang

Sumber daya mineral dan batubara tersebar akan membangun lima smelter dan pabrik pengolahan dan keberadaan di alam pada umumnya terbatas mineral yaitu pabrik Feronikel (FeNi) di Halmahera yang (limited) merupakan sumber daya alam yang tidak bekerja sama dengan Jinchuan Group Ltd. & Hanson terbaharui (non-renewable). Sumber daya mineral dan Grup, Chemical Grade Alumina (CGA) Tayan, Smelter batubara juga merupakan sumber penyedia bahan Grade Alumina (SGA) Mempawah, pabrik besi baja di baku yang sangat vital bagi pengembangan industri Kalimantan Selatan yang bermitra dengan Krakatau dasar/berat dalam negeri yang merupakan landasan Steel dan pabrik Nickel Pig Iron (NPI) di Mandiodo bagi pengembangan industri primer dan sekunder. (Sultra). Sedangkan PT Timah setelah mengoperasikan Fungsinya juga sebagai penggerak mula (prime mover) pabrik tin solder di Riau, kini tengah merampungkan pembangunan suatu negara melalui penghasilan proyek pabrik tin chemical di Cilegon, Banten. Secara devisa (foreign exchange earning), lapangan kerja, keseluruhan, total investasi proyek-proyek baru pengembangan wilayah, investasi,dll tersebut diperkirakan mencapai lebih dari US$ 10 miliar. Selaras dengan kebutuhan akan suatu panduan Sedangkan batubara sebagai sumber energi investasi pertambangan mineral dan batubara nasional, nasional memiliki peran strategis baik untuk memenuhi sangat penting bagi negara dalam penyusunan kebutuhan energi di dalam negeri maupun untuk buku peluang investasi pertambangan mineral dan memenuhi kebutuhan ekspor di dalam rangka untuk batubara yang mempertimbangkan dengan seksama mendapatkan devisa bagi Negara. Pada tahun 1998 korelasi antara kebutuhan nasional akan mineral dan produksi batubara Indonesia masih mencapai 61,3 batubara baik dalam jangka pendek maupun panjang juta ton, dan pada tahun 2009 produksi batubara dan pertahanan dan keamanan nasional (national Indonesia sudah mencapai 254 juta ton per tahun, security) serta program pembangunan nasional secara atau telah meningkat sebesar 4 kali lipat. Tahun 2009 keseluruhan yang berkesinambungan. produksi batubara Indonesia mencapai sekitar 270 juta Di sisi lain, untuk meningkatkan nilai tambah ton. Di dalam konteks ini, sekitar 70% dari produksi (added value), terdapat kewajiban bagi investor untuk batubara nasional tersebut di ekspor ke berbagai memproses semua produk pertambangan mineral negara, sedangkan untuk pangsa pasar domestik logam menjadi logam di Indonesia, baik dengan masih sekitar 30% saja. Ke-depan kebutuhan domestik mendirikan pabrik peleburan (smelter) sendiri atau akan terus meningkat sehingga hal ini harus diantisipasi menggunakan fasilitas peleburan pihak lain. Oleh oleh Pemerintah. karena itu, dalam 5 (lima) tahun sejak tahun 2009, Di dalam proyeksi ke-energian sampai tahun tidak diperbolehkan lagi melakukan ekspor komoditas 2025 serta sesuai dengan Inpres 5 tahun 2025 tentang tambang dalam bentuk bahan baku mentah (raw Kebijakan Energi Nasional, peran batubara didalam material). Seperti diketahui, hingga kini baru terdapat energi mix nasional akan terus meningkat menjadi 33 beberapa pabrik peleburan yang beroperasi di %, ini termasuk pencairan batubara sebesar 2%. Saat Indonesia antara lain PT. Smelting Gresik yang ini kontribusi batubara di dalam energi mix nasional mengolah konsentrat tembaga hasil produksi Freeport masih sekitar 18%. Indonesia dan Newmont Nusa Tenggara, INCO dan Hal yang perlu mendapat perhatian adalah bahwa Aneka Tambang yang mengolah bijih nikel menjadi batubara termasuk dalam sumber daya alam yang nikel matte dan ferronikel. Sementara PT Timah tidak terbarukan. Sumber daya batubara Indonesia dan Kobatin serta beberapa smelter dengan skala saat ini sebesar 104,75 miliar ton dan cadangan kapasitas kecil mengolah bijih timah. Dan satu-satunya sebesar 20,98 miliar ton atau setara 80 miliar SBM. produsen penghasil aluminium adalah Indonesia Dibandingkan dengan cadangan batubara dunia hanya Asahan Aluminium (Inalum) yang kini dalam proses sekitar 2 % saja. perpanjangan kontrak dengan pemerintah. Dengan Ke-depan, peran batubara akan semakin penting, adanya kewajiban untuk memproses semua produk maka berbagai hal harus diperhatikan di dalam berbagai pertambangan menjadi logam di dalam negeri, maka aspek pemanfaatannya dari hulu ke hilir. UU Minerba, kini terdapat beberapa investor baru yang berminat mengamanatkan perlu adanya integrasi dari usaha membangun smelter, misalnya Nusantara Smelting hulu sampai ke hilir secara terpadu, karena dengan Corp., National Aluminium Co., Jogja Magasa Mining demikian akan dapat menyerap dan meningkatkan Iron dan Konsorsium Mangan yang merencanakan investasi, penerimaan Negara, tenaga kerja serta membangun smelter di Nusa Tenggara Timur. Selain manfaat lainnya bagi Negara dan masyarakat. itu, BUMN pertambangan Aneka Tambang sedikitnya Peluang Investasi Sektor ESDM - Minerba

103

1.2.

L

andasan Hukum

Instrumen-instrumen yang efektif dalam menyusun Buku Peluang Investasi Pertambangan Mineral dan Batubara antara lain mencakup berbagai legislasi dan regulasi di sektor pertambangan umum dan kewenangan kelembagaan yang terkait dengan pengembangan Mineral dan Batubara. Di samping itu juga terdapat sejumlah perundangan-undangan dari sektor lain yang juga perlu mendapatkan perhatian, seperti: UU tentang Lingkungan Hidup, UU Penanaman Modal, UU Tata Ruang dan UU Kehutanan.

1.2.1

a.

Legislasi

UU No 4 tahun 2009 tentang Pertambangan Mineral dan Batubara (UU Minerba)

UU Minerba merupakan pengganti UU No 11 tahun 1967 tentang Ketentuan-Ketentuan Pokok Perambangan. Dengan terbitnya UU Minerba maka telah mengakhiri skema kontrak namun menghormati keberadaan kontrak yang ada. UU Minerba memberikan kepastian hukum kepada semua pelaku pertambangan dan menciptakan iklim yang kondusif bagi investasi Terdapat berbagai hal baru di dalam UU Minerba yang akan membawa kepada sejumlah perubahan mendasar di dalam praktek pertambangan di Indonesia, diantaranya: • UU Minerba mengamanatkan optimalisasi penerimaan negara • Ditetapkan Wilayah Pertambangan (WP) yang terdiri dari: Wilayah Usaha Pertambangan (WUP), Wilayah Pertambangan Rakyat (WPR) dan Wilayah Pencadangan Negara (WPN) • Skema Perizinan berdasarkan UU Minerba: Izin Usaha Pertambangan (IUP), IUP Eksplorasi dan IUP Operasi Produksi, Izin Pertambangan Rakyat (IPR), IUP Khusus (IUPK) pada area eks Wilayah Pencadangan Negara, IUP dan IUPK terbuka baik untuk investor dalam dan luar negeri melalui lelang. • Penetapan IUP melalui sistem lelang. IUPK bisa diberikan oleh Menteri di ex WPN (WUPK) • Klarikasi wewenang dan ruang lingkup Pemerintah Pusat, Propinsi dan Kabupaten/Kota.

104


• Kewajiban Pemrosesan dan pemurnian logam harus dilakukan di Indonesia (aspek nilai tambah). • Pengembangan masyarakat difokuskan pada kesejahteraan rakyat. • Demi kepentingan nasional, Pemerintah menetapkan domestic market obligation (DMO) untuk Mineral dan Batubara. • Perusahaan tambang dengan skema IUPK memiliki kewajiban untuk membagikan keuntungan bersih setelah produksi: 4% kepada Pemerintah 6% kepada Pemerintah Daerah. • Adanya mekanisme sangsi untuk pelanggaran • Adanya ketentuan peralihan bagi perjanjian/ kontrak yang sudah ada (KK/PKP2B)

b.

Legislasi sektor lain

• Undang Undang Nomor 41 Tahun 1999 tentang Kehutanan • Undang Undang Nomor 25 tahun 2007 tentang Penanaman Modal • Undang Undang Nomor 26 tahun 2007 tentang Penataan Ruang • Undang Undang Nomor 27 tahun 2007 tentang Pengelolaan Wilayah Pesisir dan Pulau-pulau kecil • Undang Undang Nomor 32 tahun 2009 tentang Lingkungan Hidup • Undang-Undang Nomor 23 tentang Perkeretaapian • Peraturan Pemerintah Nomor 56 Tahun 2009 tentang Penyelenggaraan Perkeretaapian • Peraturan Pemerintah Nomor 72 Tahun 2009 tentang Lalu Lintas dan Angkutan Kereta Api • Undang-Undang Nomor 3 Tahun 1965 tentang Lalu Lintas dan Angkutan Jalan Raya • Undang-Undang Nomor 17 Tahun 2008 tentang Pelayaran • Peraturan Pemerintah Nomor 20 Tahun 2010 tentang Angkutan di Perairan • Undang Undang Nomor 36 Tahun 2008 tentang Perubahan Keempat atas UU Nomor 7 Tahun 1983 tentang Pajak Penghasilan • Undang Undang Nomor 25 Tahun 2007 tentang Penanaman Modal

bahan baku atau secara langsung • Pemakai Mineral dan Batubara yang digunakan sebagai bahan baku adalah usaha peleburan logam, pemurnian logam, pengolahan Mineral dan Batubara bukan logam dan pengolahan batuan. • Pemakai Mineral dan Batubara yang digunakan secara langsung adalah sektor industri pengolahan dan sektor konstruksi • Harga patokan Mineral dan Batubara adalah harga Mineral dan Batubara dengan mengacu kepada indeks internasional atau harga pasar yang berlaku sebagai acuan harga Mineral dan Batubara yang diproduksikan oleh suatu badan usaha pertambangan Mineral dan Batubara

1.2.2 Regulasi

1.2.2.1 Regulasi Pengusahaan

Adalah regulasi yang terkait dengan pelaksanaan pengusahaan di dalam bisnis industri Mineral dan Batubara, sehingga tercapai pelaksanaan industri Mineral dan Batubara yang baik. i. Permen ESDM No 28 tahun 2009 tentang Usaha Jasa • Bahwa untuk melaksanakan ketentuan Pasal 127 Undang-Undang Nomor 4 Tahun 2009 tentang Pertambangan Mineral dan Batubara, perlu menetapkan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral dan Batubara tentang Penyelenggaraan Usaha Jasa Pertambangan • Jasa Pertambangan adalah jasa penunjang yang berkaitan dengan kegiatan usaha pertambangan. • Usaha Jasa Pertambangan adalah usaha jasa yang kegiatannya berkaitan dengan tahapan dan atau bagian kegiatan usaha pertambangan. • Usaha Jasa Pertambangan Non Inti adalah usaha jasa selain usaha jasa pertambangan yang memberikan pelayanan jasa dalam mendukung kegiatan usaha pertambangan. • Usaha Pertambangan adalah kegiatan dalam rangka pengusahaan Mineral dan Batubara atau batubara yang meliputi tahapan kegiatan penyelidikan umum, eksplorasi, studi kelayakan, konstruksi, penambangan, pengolahan dan pemurnian, pengangkutan dan penjualan serta pascatambang. ii.

iii.

Kepmen ESDM Nomor: 0186 k/30/MEM/2011 tentang wewenang Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral kepada Direktur Jenderal Mineral dan Batubara untuk pemberian ijin usaha pertambangan dan pemberian surat keterangan terdaftar

•

Izin usaha pertambangan oprasi khusus untuk pengangkutan dan penjualan, apabila kegiatan pengangkutan dan penjualan dilakukan lintas provinsi dan negara; Izin usaha pertambangan oprasi khusus untuk pengolahan dan pemurnian, apabila komoditas tambang yang akan diolah berasal dari provinsi lain dan/atau lokasi kegiatan pengolahan dan pemurnian berasa pada lintas provinsi; dan Surat keterangan terdaftar untuk melakukan kegiatan usaha jasa pertambangan non inti di seluruh wilayah Indonesia.

•

•

Permen ESDM No 34 tahun 2009 tentang Pengutamaan Pemasokan Kebutuhan Mineral dan Batubara untuk Kepentingan Dalam Negeri

1.2.3 Kelembagaan

• Untuk mencegah terjadinya kelangkaan pasokan Mineral dan Batubara, serta menjamin pasokan Mineral dan Batubara di dalam negeri maka diperlukan pengaturan dengan Permen ESDM • Pemakai Mineral dan Batubara di dalam negeri yang akan dijamin pasokannya tersebut, meliputi badan usaha dan perorangan Indonesia yang melakukan usahanya di Indonesia dan menggunakan Mineral dan Batubara sebagai

Untuk mengesienkan pengembangan Mineral dan Batubara Indonesia, maka perlu adanya pembagian tugas yang jelas antar lembaga terkait

a.

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral dan Batubara


105

Landasan Hukum • Menyusun kebijakan umum pengembangan Mineral dan Batubara Indonesia dari sisi hulu dan hilir • Mempersiapkan legislasi dan regulasi pendukung pengembangan Mineral dan Batubara Indonesia • Bekerjasama dengan instansi terkait lainnya dalam rangka pengembangan Mineral dan Batubara Indonesia • Mendukung pelaksanaan kesiapan teknologi, sumber daya manusia dan infrastruktur untuk pengembangan industri Mineral dan Batubara Indonesia

f.

Kementerian Perdagangan

Sebagai pemangku kepentingan untuk mendorong perdagangan dalam negeri dan luar negeri pada subsektor pertambangan g.

Sebagai pemangku kepentingan untuk mendorong di dalam upaya mendorong berkembangnya fasilitas infrastruktur bagi subsektor pertambangan. h.

b.

Kementerian Keuangan

Sebagai pemangku kepentingan di dalam mendorong penerimaan Negara pajak dan non pajak di subsektor pertambangan e.

Bekerjasama dengan subsektor pertambangan untuk mendapatkan berbagai kesempatan pengembangan investasi baik di sisi hulu ataupun hilir i.

Kementerian Perindustrian

Sebagai pemangku kepentingan untuk mendorong upaya nilai tambah produk pertambangan khususnya pada industri sekunder.

106


Pemerintah Daerah • Bekerjasama dengan Pemerintah pusat di dalam menyelenggarakan pelaksanaan kebijakan pertambangan di daerah, termasuk: pengawasan dan pemantauan praktek pertambangan. • Mendukung peningkatan kapasitas infrastruktur, sumber daya manusia, teknologi dan penelitian dan pengembangan.

Kementerian Lingkungan Hidup

Sebagai pemangku kepentingan untuk mewujudkan tata kepemerintahan yang baik di bidang pengelolaan lingkungan hidup. Diperlukan kerjasama dengan subsektor pertambangan untuk terwujudnya pengelolaan sumber daya Mineral dan Batubara sesuai dengan prinsip pengelolaan lingkungan hidup yang baik di pusat dan daerah d.

Badan Koordinasi Penanaman Modal

Kementerian Kehutanan

Sebagai pemangku kepentingan pengembangan kehutanan dapat bekerja sama dengan subsektor pertambangan di dalam peyelenggaraan pembangunan Mineral dan Batubara, khususnya di sisi hulu, seperti: penyelesaian kasus-kasus tumpang tindih dengan kehutanan, dll c.

Kementerian Perhubungan

j.

Pelaku usaha • Melaksanakan pertambangan yang baik dan benar • Melaksanakan kewajiban pengolahan Mineral dan Batubara • Mendorong upaya peningkatan kapasitas infrastruktur, teknologi dan sumber daya manusia • Melaporkan pelaksanaan kegiatan produksi, penjualan dan pengolahan kepada pemerintah

2

TINJAUAN KONDISI MINERAL DAN BATUBARA 2.1. 2.1.1.

P

otensi Sumber Daya Mineral dan Batubara

Sumber Daya dan Cadangan Mineral

mangan, kromit, timah hitam, titanium dan seng serta logam jarang diantaranya platinum, monazite, molybdenum dan air raksa. Potensi sumber daya dan cadangan cukup besar, diantaranya bauksit sebesar 726 juta ton, logam tembaga 69 juta ton, besi primer sebesar 382 juta ton, dll (Tabel 2.1).

Indonesia kaya akan komoditi Mineral, sumber daya Mineral terdiri atas logam utama seperti: bauksit, tembaga, timah, besi, dan nikel. Sedangkan logam dasar yang saat ini menjadi primadona diantaranya

Tabel 2.1. Sumber daya dan cadangan Mineral Logam No.

Komoditi

Unit

Sumber Daya

Cadangan

1.

Nikel

Juta Ton

Bijih : 1.878

Logam : 42

Bijih :546,83

Logam : 8,7

2.

Timah

Juta Ton

Bijih : 95

Logam : 0,65

Bijih :0,54

Logam : 0,33

3.

Bauksit

Juta Ton

Bijih : 726,58

Logam : 249,67

Bijih :111,79

Logam : 65

4.

Tembaga

Juta Ton

Bijih : 2.384

Logam : 69,76

Bijih : 4.299

Logam : 42,85

5.

Emas Primer

Ribu Ton

Bijih : 1.980.234,64

Logam : 4,2

Bijih : 5.117.034,40

Logam : 4,3

6.

Emas Alluvial

Ribu Ton

Bijih : 1.688.652,45

Logam : 0,14

Bijih : 16.789

Logam : 0,0038

7.

Perak

Juta Ton

Bijih : 616,09

Logam : 0,5

Bijih : 4.773,05

Logam : 0,026

8.

Pasir Besi

Juta Ton

Bijih : 1.014,79

Logam : 132,91

Bijih : 4.732

Logam : 2,41

9.

Mangan

Juta Ton

Bijih : 10,62

Logam : 5,78

Bijih : 0,93

Logam : 0,59

10.

Air Raksa

Ton

11.

Besi Laterit

Juta Ton

Bijih : 1.565,19

Logam : 631,6

Bijih : 80,640

Logam : 18,08

12.

Besi Primer

Juta Ton

Bijih : 382,24

Logam : 198,62

Bijih : 1,85

Logam : 1,38

13.

Kobal

Juta Ton

Bijih : 1.263,33

Logam : 1,4

Bijih : 152,86

Logam : 0,22

14.

Kromit Plaser

Juta Ton

Bijih : 5,7

Logam : 2,4

-

-

15.

Kromit Primer

Juta Ton

Bijih : 1,6

Logam : 0,75

-

-

16.

Molibdenum

Juta Ton

Bijih : 685

Logam : 0,21

-

-

17.

Monasit

Ribu Ton

Bijih : 185,9

Logam : 10,5

Bijih : -

Logam : 2,7

18.

Platina

Ribu Ton

Bijih : 115.000

Logam : 13,03

-

-

19.

Seng

Juta Ton

Bijih : 586,9

Logam : 6,78

Bijih : 6,7

Logam : 0,97

20.

Timbal

Juta Ton

Bijih : 74,9

Logam : 3,1

Bijih : 1,6

Logam : 0,12

21.

Titan Laterit

Juta Ton

Bijih : 741,2

Logam : 2,9

Bijih : 2,7

Logam : 0,026

22.

Titan Plaser

Juta Ton

Bijih : 71,3

Logam : 71,3

Bijih : 1,4

Logam : 0,11

23.

Besi Sedimen

Juta Ton

Bijih : 23,7

Logam : 15,4

-

-

75,91

-

Sumber: Badan Geologi, 2010


107

Potensi Sumber Daya Mineral dan Batubara Tabel 2.2. Sumber daya Mineral Non-Logam

Sumber daya dan cadangan Mineral lain yang cukup besar di Indonesia adalah Mineral non logam dan batuan (Tabel 2.2. dan Tabel 2.3).

Tabel 2.3. Sumber daya Batuan

Beberapa sumber daya Mineral non logam mengalami peningkatan dibandingkan dengan tahun sebelumnya, kecuali pasir kuarsa dan batugamping yang mengalami penurunan cadangan. Tingkat produksi rata-rata Mineral non logam adalah sekitar 0,13% dari total sumber daya yang ada, di masa depan Mineral non logam dapat menjadi salah satu potensi yang sangat besar dalam menggerakan perekonomian nasional.

108


No.

Komoditi

Unit

Sumber Daya

1.

Bentonit

Juta Ton

551.1

2.

Dolomite

Juta Ton

1,959.40

3.

Fosfat

Juta Ton

18.9

4.

Gypsum

Juta Ton

7.4

5.

Kalsit

Juta Ton

90.2

6.

Kuartsit

Juta Ton

3159

7.

Oker

Juta Ton

41.1

8.

Pasir Kuarsa

Juta Ton

17,489.90

9.

Talk

Juta Ton

3.1

10.

Zeolit

Juta Ton

258.1

11.

Zirkon

Juta Ton

1

12.

Kaolin

Juta Ton

732.8

13. Pirolit

Juta Ton

104.8

14.

Intan

Juta Ton

0.1

15.

Kalsedon

Juta Ton

1.7

16.

Oniks

Juta Ton

0.2

17.

Rijang

Juta Ton

0.6

18.

Feldspar

Juta Ton 7,411.20 Sumber: Badan Geologi, 2010

No.

Komoditi

Unit

Sumber Daya

1.

Batu Apung

Juta Ton

621.4

2.

Batu Gamping

Juta Ton

253,585.60

3.

Diatomia

Juta Ton

370.6

4.

Andesit

Juta Ton

75,244.10

5.

Batu Sabak

Juta Ton

1,943.70

6.

Diorit

Juta Ton

7,629.30

7.

Gabro/Peridotit

Juta Ton

8,336.90

8.

Granite

Juta Ton

52,468.80

9.

Granodiorit

Juta Ton

371.00

10.

Marmer

Juta Ton

436.10

11.

Trass

Juta Ton

3,885.80

12.

Batu Lempung

Juta Ton

29,517.90

13.

Obsidian

Juta Ton

66.80

14.

Perlit

Juta Ton

1,205.60

15.

Toseki

Juta Ton

224.40

16.

Trakhit

Juta Ton

4,124.30

17.

Ametis

Juta Ton

0.008668

18.

Batu Hias

Juta Ton

108.30

19.

Jasper

Juta Ton 0.0006 Sumber: Badan Geologi, 2010

2.1.2.

Sumber Daya dan Cadangan Batubara

Berdasarkan hasil eksplorasi yang telah dilakukan secara intensif, baik oleh pemerintah maupun swasta, sumber daya batubara Indonesia diperkirakan mencapai 104,75 miliar ton. Jumlah tersebut terdiri dari 22,2 miliar ton dikategorikan sebagai yang terukur dan 15,7 miliar ton termasuk kategori sumber daya yang terunjuk. Sebanyak 20,98 miliar ton di antaranya termasuk ke dalam kategori cadangan (reserve) yang siap tambang/mineable (Tabel 2.1).

Sekitar 38 % cadangan batubara Indonesia tersebar di Pulau Kalimantan, 61 % tersebar di Pulau Sumatera dan sisanya terdapat di Pulau Jawa, Pulau Sulawesi dan Papua. Di Propinsi Sumatera Selatan, Kalimantan Timur dan Kalimantan Selatan yang memiliki sumber daya batubara sangat besar, masingmasing sekitar 47 miliar ton, 37 miliar ton dan 12 miliar ton. Khusus di Propinsi Papua, masih sedikit sekali informasi dan penyelidikan yang dilakukan, namun berdasarkan data geologi yang ada, diketahui di daerah ini memberi harapan ditemukannya potensi batubara yang cukup besar.

Tabel 2.4. Sumber daya dan cadangan Batubara Indonesia (Juta Ton) No.

Wilayah

Sumber Daya Hipotek

Tereka

Tertunjuk

Cadangan (Juta Ton) Terukur

Total

Propable

Proven

Total

1.

Jawa

5.47

6.65

0

2.09

14.21

0

0

0

2.

Sumatera

20,153.72

13,949.29

10,634.37

7,699.18

52,436.56

10,644.45

904.8

11,549.25

3.

Kalimantan

14,377.52

18,050.73

5,136.65

14,535.91

52,100.80

2,833.15

4,624.57

7,457.72

4.

Sulawesi

0

146.92

33.09

53.09

233.1

0.06

0.06

0.12

5.

Maluku

2.13

0

0

0

2.13

0

0

0

6.

Papua Total

89.4

64.02

0

0

153.42

0

0

0

34,628.24

32,217.61

15,804.11

22,290.27

104,940.23

13,477.66

5,529.43

19,007.09


Sumber : Badan Geologi, 2010

Gambar 2.1. Sumber daya dan cadangan Batubara Peluang Investasi Sektor ESDM - Minerba

109

Potensi Sumber Daya Mineral dan Batubara Ditinjau dari segi sik serta susunan kimianya, batubara Indonesia termasuk ke dalam jenis bituminus sampai lignit, hal ini antara lain ditunjukan oleh tinggi rendahnya nilai kalor, tingginya kandungan air lembab dan kandungan gas terbang, serta rendahnya kandungan belerang serta abu. Sebagian besar batubara yang terdapat di Indonesia termasuk ke dalam jenis batubara uap (steaming coal), sehingga cocok digunakan untuk bahan bakar di pembangkit listrik tenaga uap, pabrik semen dan industri pengecoran logam. Secara umum, batubara Indonesia mempunyai nilai kalor berkisar antara 4400-7750 kkal/kg, kandungan air antara 2-35%, kandungan abu antara 1-15%, kandungan gas terbang antara 11-45,4% dan kandungan belerang kurang dari 1%. Bahkan dari nilai kalori yang relatif cukup tinggi serta kandungan air yang relatif rendah, seperti batubara asal Kalimantan Timur, Kalimantan Selatan dan Ombilin sehingga mempunyai nilai jual yang sangat tinggi di luar negeri (ekspor).

Tabel 2.5. Kualitas Sumber Daya Batubara Indonesia (Juta Ton) Kualitas

Sumber Daya (Juta Ton) Hipotetik

Tereka

Tertunjuk

Jumlah

Terukur

Total

%

Cadangan (Juta Ton) Terkira

Terbukti

Kalori Rendah

5,057.69

6,632.83

3,721.16

5,815.96

21,183.05

(20,18%)

7603.88

1105.40

Kalori Sedang

27,806.97

18,909.50

11,007.87

12,001.69

69,734.03

(66,29%)

7063.52

2904.41

1,924.58

6,173.76

1,071.36

4,050.91

13,021.50

(12,57%)

861.73

1410.44

101.65

482.93

5.80

422.81

1,001.64

(0,96%)

73.29

109.18

Kalori Tinggi Kalori Sangat Tinggi

Sumber : Badan Geologi KESDM, 2010

TOTAL

34,890.89

32,199.02

15,806.19

22,291.37

Catatan : 1. Batas Kedalaman dihitung sampai 100 m 2. Kualitas berdasarkan kelas nilai kalori (Keppres No. 13 Tahun 2000 diperbaharui dengan PP No. 45 Tahun 2003) a. Kalori Rendah < 5100 kal/gr b. Kalori Sedang 5100 - 6100 kal/gr c. Kalori Tinggi > 6100 - 7100 kal/gr d. Kalori sangat Tinggi > 7100 kal/gr

104,940.22 100.00

15602.42

3. Kelas Sumberdaya batubara a. Terukur b. Tertunjuk c. Tereka d. Hipotetik

5529.43

4. Kelas Cadangan a. Terbukti(Proven) b. Terkira(Probable) 5. Produksi Tahun 1990 - 2005


Catatan : Kualitas kalori batubara Indonesia berdasarkan rincian sumber daya batubara.

110


2.1.3.

Eksplorasi Dan Eksploitasi

Pengusahaan tambang batubara dilaksanakan oleh empat kelompok pelaku di bidang pertambangan batubara, yaitu: a) Badan Usaha Milik Negara (BUMN), dalam hal ini PT Tambang Batubara Bukit Asam (Persero); b) Kontraktor Perjanjian Karya Pengusahaan Pertambangan Batubara (PKP2B) Generasi I, II dan III; c) Perusahaan Swasta Nasional pemegang Kuasa Pertambangan (KP)/Izin Usaha Pertambangan (IUP); dan d) Koperasi Unit Desa (KUD). Terdapat Kontraktor PKP2B berjumlah 47 perusahaan yang telah mencapai tahap produksi, 12 dalam status konstruksi, 12 perusahaan dalam status studi kelayakan, 5 sedang eksplorasi.

Di samping hal tersebut di atas, saat ini terdapat sejumlah KP/IUP di daerah yang kebanyakan muncul setelah era otonomi daerah, khususnya sejak tahun 2001, yaitu setelah diterbitkannya PP 75 tahun 2001 Tentang Perubahan Kedua Atas PP No. 32 Tahun 1967 Tentang Pelaksanaan UU No. 11 Tahun 1967 Tentang Ketentuan-Ketentuan Pokok Pertambangan, sebagai turunan UU 22 tahun 1999 yang diamandeman menjadi UU tahun 2004 tentang Pemerintahan Daerah. Tahun 2009 produksi batubara Indonesia mencapai 254 juta ton, dimana ekspor mencapai 198 juta ton dan permintaan domestik mencapai 56 Juta ton. Dapat dikatakan bahwa ekspor batubara saat ini masih mendominasi dengan lebih dari 75% dari total produksi pertahunnya (gambar 2.2).

Tabel 2.6. Status Pengusahaan PKP2B (Desember 2010) Jumlah

Generasi Generasi Generasi Generasi Generasi Generasi Generasi Jumlah

I II III IV V VI VII

1 16 13 95 7 65 39 236

Terminasi

1 13 11 88 3 50 28 194

Aktif

PU

0 3 2 7 4 15 11 42

Ekspl

0 0 0 0 0 3 0 2

FS

0 0 0 0 1 4 2 7

Konst

0 0 0 2 2 3 7 14

Produksi

0 0 0 2 0 3 1 7

0 3 2 3 1 2 1 12

*) Produksi Batubara (Realisasi 2004-2009 dan Rencana 2010-2025), perkiraan realisasi 2010

Gambar 2.2. Realisasi dan Rencana Produksi dan Penjualan Batubara Peluang Investasi Sektor ESDM - Minerba

111

K

2.2. 2.2.1.

ondisi Industri Mineral

Struktur Industri Mineral

Struktur industri Mineral menggambarkan proses bisnis dari hulu ke hilir. Mulai dari kegeologian terkait dengan sumber dayanya, industri primer yang menghubungkan proses di sisi hulu yaitu eksplorasi

dan eksploitasi sampai ke proses hilir yaitu pengolahan, pengangkutan dan niaga. Di dalam pemanfaatan akhir menggambarkan pemanfaatan komoditi ini untuk berbagai keperluan industri, transportasi, rumah tangga, maupun kebutuhan komersial lain.

STRUKTUR INDUSTRI MINERAL LOGAM INDUSTRI PRIMER

KEGEOLOGIAN

Biji Timah Eksplorasi

Cadangan Bijih Timah

Eksplorasi

Cadangan Bijih Tembaga

PEMANFAATAN AKHIR

Hilir (Mengolah menjadi produk mineral / produk energi)

Hulu (Mengangkat dari perut bumi)

Eksploitasi

Pengolahan: Pencucian Hasil: Konsentrat Sn

Peleburan dan Renery

Pengangkutan

Niaga


Pengangkutan

Niaga

Rumah Tangga

Biji Tembaga, Emas dan Perak Eksploitasi

Pengolahan: Crushing Milling, rotasi, konsentrasi Hasil: Kons Tembaga, Emas, dan Perak

Bijih Nikel Eksplorasi

Cadangan Bijih Nikel

Eksploitasi

Pengolahan: Cominution, drying, calcining Hasil: Calcine ore


Pengangkutan

Niaga

Geologi Sumber Daya Bijih Bauksit Eksplorasi

Cadangan Bijih Bauksit

Eksploitasi

Pengolahan: Pencucian Hasil: Konsentrat Bauksit

Peleburan dan Renery (Bayer Proses) Hasil: A, O, Powder


Logam Utama (Murni)

Logam Ikutan

By Product Pengangkutan

Transportasi

Industri

Niaga Slag

Bijih Besi Eksplorasi

Eksplorasi

Cadangan Bijih Besi

Cadangan Bijih Mangan

Eksploitasi

Pengolahan: Washing, Crushing, dan Drying Hasil: Konsentrat Besi

Bijih Mangan Eksploitasi

Pengolahan: Konsentrasi Hasil: Konsentrat Mn



Pengangkutan

Niaga

Pengangkutan

Niaga

Gambar 2.3 Struktur Industri Mineral Logam

112


Komersial

STRUKTUR INDUSTRI MINERAL NON LOGAM KEGEOLOGIAN

INDUSTRI PRIMER Hulu (Mengangkat dari perut bumi)

Intan Eksplorasi

Cadangan Non Logam

Eksplorasi

Cadangan Non Logam

Eksploitasi


Pengolahan: Washing, Screaning, X-ray, Separation, Cutting, Polishing Hasil: Intan

Pengangkutan Intan

Niaga

Pengolahan: Crushing/sizing Hasil: Batu Gamping

Pengangkutan Batu Gamping

Niaga

Batu Gamping

Geologi Sumber Daya

Eksplorasi

Eksplorasi

Cadangan Non Logam

Cadangan Non Logam

Eksploitasi

Pasir Kuarsa Eksploitasi

Bentonit Eksploitasi

PEMANFAATAN AKHIR

Pengolahan: Crushing/Sizing Hasil: Pasir Kwarsa

Pengolahan: Crushing/Sizing Hasil: Bentonite

Pengangkutan Pasir Kwarsa

Pengangkutan Bentonite

Produk Akhir, Perhiasan, Mata bor

Rumah Tangga

Bahan Kaptan, bahan campuran bangunan, industri karet, dan ban, kertas

Transportasi

Industri gelas kaca, semen, tegel, mosaik, keramik, bhn baku fero silikon, silikon carbide, bahan abrasit

Niaga

Industri

Bahan perekat, pengisi (ller), lumpur bor, bahan penyerap

Niaga

Komersial

Eksplorasi

Cadangan Non Logam

Kaolin Eksploitasi

Pengolahan: Crushing/Milling Hasil: Kaolin Powder

Pengangkutan Kaolin

Produk Akhir Bahan dasar semen,kosmetik, kapur

Niaga

Gambar 2.4. Struktur Industri Mineral Non Logam STRUKTUR INDUSTRI BATUAN KEGEOLOGIAN


PEMANFAATAN AKHIR


Granit Eksplorasi

Cadangan Batuan

Eksplorasi

Cadangan Batuan

Eksploitasi

Pengolahan: Crushing / Sizing Hasil: Batu Granit

Pengangkutan

Niaga

Bahan dasar jalan / bangunan, Ornamen keramik

Rumah Tangga

Transportasi Geologi Sumber Daya

Marmer Eksploitasi

Pengolahan: Crushing/Sizing Hasil: Marmer

Pengangkutan

Niaga

Bahan dasar jalan / bangunan, Ornamen keramik

Industri

Zeolit Eksplorasi

Cadangan Gamping

Eksploitasi

Pengolahan: Crushing/Sizing Hasil: Kapur

Niaga

Pengangkutan

Bahan baku water treatment,pembersih limbah cair dan rumah tangga, untuk industri pertanian,peternakan, perikanan, industri kosmetik, industri farmasi

Komersial

Gambar 2.5. Struktur Industri Batuan


113

Kondisi Industri Mineral STRUKTUR INDUSTRI MINERAL RADIO AKTIF KEGEOLOGIAN

PEMANFAATAN AKHIR



Energi

Medik

NH & U2O7 (72%U) 4

Geologi Sumber Daya

Eksplorasi

Cadangan Bijih Uranium

Eksploitasi

Pengolahan: Leaching, ltrasi

U-Recovery: Ion Exchange atau Solvent Extraction

Pengangkutan

Niaga

U308 (72%)

Militer

Komersial

Gambar 2.6. Struktur Industri Mineral Radioaktif 2.2.2.

Eksplorasi dan Eksploitasi

Terdapat 12 perusahaan Kontrak Karya (KK) yang sudah produksi, 6 dalam status konstruksi dan 14 sedang melakukan studi kelayakan. Perusahaan KK inilah yang saat ini mendominasi dalam produksi pertambangan Mineral, khususnya pertambangan Mineral logam.

Tabel 2.7. Status Kontrak Karya Pertambangan Mineral (Desember 2010) Jumlah

Terminasi

Aktif

PU

Ekspl

FS

Konst

Produksi

Generasi I

1

1

0

0

0

0

0

0

Generasi II

16

13

3

0

0

0

0

3

Generasi III

13

11

2

0

0

0

0

2

Generasi IV

95

88

7

0

0

2

2

3

Generasi V

7

3

4

0

1

2

0

1

Generasi VI

65

50

15

3

4

3

3

2

Generasi VII

39

28

11

0

2

7

1

1

236

194

42

2

7

14

7

12

Jumlah

114


Komoditas yang dihasilkan antara lain adalah tembaga, perak, emas, bauksit, dan nikel (Tabel 2.8 dan Tabel 2.9).

Tabel 2.8. Produksi Mineral Utama NO

KOMODITI

SATUAN

2008

2009

Realisasi

Perkiraan Realisasi

1

Logam Tembaga

ton

655.058

868.171

2

Emas

kg

64.391

105.404

3

Perak

kg

225.702

232.064

4

Logam Timah

ton

71.607

105.000

5

Bauksit

mt

13.005.502

10.083.258

6

Bijih Besi

mt

4.503.142

4.044.348

7

Bijih Nikel

ton

10.634.452

10.847.141

8

Ni+Co in matte

ton

73.356

63.548

9

Nikel dalam feronikel

mt

17.566

17.917

10

Intan

crt

27.688

N.a

11

Granit

m3

1.950.494

1.989.504

N.a) PT Galuh Cempaka dalam status Care and Maintenance

Tabel 2.9. Ekspor Mineral Utama

NO

URAIAN

SATUAN VOLUME

2008

2009

Realisasi

Perkiraan Realisasi

Volume

1

Tembaga

2

Nilai (Juta US$)

Nilai (Juta US$)

Volume

Ribu Ton

450,7

3.151,18

781,30

3.008,26

Emas

Ton

57,2

1.756,20

94,90

3.042,00

3

Perak

Ton

172,5

91,07

208,90

110,28

4

Timah

Ribu Ton

67,9

1.254,77

94,50

1.106,82

5

Bauksit

Ribu Wmt

12.480.312

168,48

9.074,90

163,35

6

Ni+Co Matte

Ribu Ton

74,1

1.561,18

57,20

635,64

7

Bijih Nikel

Ribu Wmt

8.622,5

537,85

9.762,40

608,96

8

Nikel in FeNi

Ribu Ton

17,1

1,27

16,10

1,19

9

Granit

M3

1.690.800,0

12,68

1.790.500,00

14,32

10

Intan

Karat

32.748,0

8,16

N.a

N.a

11

Bijih Besi (Konsentrat)

Ribu Ton

3.182,2

334,13

3.639,90

389,46


115

2.3.

K

ondisi Industri Batubara

2.3.1.

Struktur Industri Batubara Di dalam pasal 102-103 UU Minerba, pemilik IUP dan IUPK batubara memiliki kewajiban untuk melakukan usaha nilai tambah di dalam proses penambangan dan pengolahan. Pengolahan batubara yang dirumuskan di dalam Peraturan Pemerintah Nomor 23 tahun 2010 tentang Pelaksanaan Kegiatan Usaha Pertambangan Mineral dan Batubara meliputi penggerusan batubara (coal crushing), pencucian batubara (coal washing), pencampuran Gambar 2.7. batubara (coal blending), Demo Plant UBC di Palimanan, Cirebon peningkatan mutu batubara (coal upgrading), pembuatan 2.3.1.2. Pembriketan Batubara briket batubara (coal briquetting), pencairan batubara (coal liquefaction), gasikasi batubara (coal Pembriketan batubara dilakukan beberapa gasication), dan coal water mixer. perusahaan a.l: PTBA dan swasta dengan produksi Dewasa ini untuk kegiatan pertambangan per tahun saat ini rata-rata sekitar 60 ribu ton pertahun, batubara, pengolahan yang sudah dilakukan sedangkan kapasitas mesin terpasang sebesar 210 kebanyakan sebatas penggerusan, pencucian dan ribu ton. Diharapkan produksi briket batubara secara pencampuran yang umumnya memang dilaksanakan bertahap bisa naik 25% pertahun yang terdiri dari untuk memenuhi kebutuhan pasar baik di dalam batubara karbonisasi dan non karbonisasi. Briket maupun di luar negeri, sedangkan untuk kegiatan batubara dapat berperan sebagai energi pengganti peningkatan mutu, pembriketan, pencairan dan BBM/Minyak Tanah di Pulau Jawa dan luar Pulau gasikasi batubara masih harus terus dikembangkan. Jawa. PTBA adalah produsen briket terbesar saat ini Batubara mutu rendah sampai menengah di Indonesia dengan produk briketnya terutama adalah briket yang jumlahnya cukup besar (86 %), oleh karena itu upaya terkarbonisasi. peningkatan mutu pada batubara jenis ini sangat Pada dasarnya briket batubara adalah bahan bernilai strategis, karena dapat meningkatkan nilai bakar padat dengan bentuk dan ukuran tertentu, yang ekonomi batubara tersebut. tersusun dari partikel batubara (kokas/semi kokas) halus yang telah mengalami proses pemampatan 2.3.1.1. Peningkatan Mutu Batubara dengan daya tekan tertentu, agar bahan bakar tersebut Peningkatan mutu batubara dilakukan untuk lebih mudah ditangani dalam pemanfaatannya. batubara mutu rendah (< 5.000 kcal/kg) menjadi Karena jenis batubara Indonesia umumnya jenis batubara mutu menengah sampai tinggi (>6.000 bituminus dan sub bituminus dengan kandungan kcal/kg) dengan cara pengurangan kandungan total zat terbang dan air cukup tinggi, maka untuk air (total moisture reduction). Peningkatan mutu menghasilkan briket batubara yang tidak berasap batubara untuk batubara mutu rendah tersebut dapat dan tidak berbau terlebih dahulu dilakukan proses dilaksanakan antara lain dengan teknologi Up-grading karbonisasi (pengarangan) untuk mengurangi zat Brown Coal (UBC) yang saat ini dalam tahap demoterbang, sehingga briket dapat digunakan secara plant oleh Puslitbang Tekmira di Palimanan, Cirebon langsung untuk keperluan memasak. dan PT Arutmin di Satui, Kalimantan Selatan (Gambar Secara umum proses pembuatan briket batubara 2.3 dan 2.4). dapat dilakukan dengan melalui proses karbonisasi atau tanpa karbonisasi.

116


2.3.1.3. Pencairan batubara

Melalui Peraturan Presiden (Perpres) No.5 Tahun 2006 tentang Kebijakan Energi Nasional dan Instruksi Presiden (Inpres) No.2 Tahun 2006 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Batubara Menjadi Bahan Bakar Lain, pemerintah telah menargetkan 2% (setara 189.000 barel/hari) bauran energi nasional pada tahun 2025 berasal dari pencairan batubara. Penelitian tentang pencairan batubara sudah dilakukan sejak awal 1990-an dengan Gambar 2.8. menggunakan teknologi Brown Demo plant UBC di Satui, Arutmin, Kalimantan Selatan Coal Liquefaction (BCL) bersama Tim Jepang (Kobelco) selama 10 tahun (1992 – 2002) terhadap • Melalui Proses Karbonisasi 3 lokasi batubara lignit (Banko – Sumsel, Mulia – Karbonisasi perlu dilakukan apabila bahan baku yang digunakan batubara peringkat rendah seperti Kalsel dan Berau – Kaltim). Di dalam perkembangan lignit atau sub bituminus. Proses karbonisasi bertujuan selanjutnya, Pemerintah Republik Indonesia mulai untuk menaikkan kadar padat dan menghilangkan melirik teknologi SASOL yang merupakan teknologi sebagian zat terbang sehingga dihasilkan semi kokas pencairan batubara yang sudah komersial dengan dengan kandungan zat terbang yang ideal yaitu antara kapasitas 160.000 barrel/hari di Afrika Selatan. Penjajakan kerjasama RI dengan Afrika Selatan 8% - 15% dan nilai kalor yang cukup (diatas 6.000 kkal/ telah dilakukan sejak tahun Juni 2008 ketika Delegasi kg) (Gambar 2.5). Indonesia dipimpin oleh Kepala BKPM didampingi oleh Proses ini dilakukan dengan menggunakan Duta Besar RI untuk Afrika Selatan, dengan anggota tungku/kiln, batubara diarangkan pada suhu 600 o – berasal dari Departemen Energi dan Sumber Daya 700oC selama 6 – 8 jam. Proses pengarangan akan Mineral (DESDM), Badan Kordinasi Penanaman Modal berjalan baik bila ukuran batubara lebih besar dari 2 (BKPM), dan KBRI Pretoria mengunjungi Pabrik SASOL Synfuels International di Johannesburg. Pihak SASOL cm dengan perolehan (recovery) sekitar 50 %. Proses karbonisasi batubara yang ukurannya menyambut baik keinginan Indonesia tersebut. Dalam tahap selanjutnya telah dilakukan diskusi kurang dari 2 cm akan berlangsung dengan baik, apabila selama proses tersebut berlangsung diberi awal mengenai calon lokasi pabrik Coal-to-Liquid di Indonesia dengan persyaratan memiliki cadangan pasokan udara yang cukup melalui dasar tungku batubara besar, cadangan air besar, dan infrastruktur yang baik. Sesuai permintaan pihak SASOL, akan • Tanpa Karbonisasi Untuk batubara peringkat tinggi (seperti didiskusikan pula mengenai insentif-insentif yang dapat antrasit/semi antrasit), pembuatan briket batubara diberikan oleh Pemerintah. Pada tanggal 3 Desember 2009 bertempat dapat dilakukan tanpa melalui proses karbonisasi. Batubara yang telah digerus pada ukuran tertentu di London, BKPM telah menandatangani MOU dicampur dengan bahan pengikat dan bahan imbuh pengembangan SASOL di Indonesiayang ditindaklanjuti untuk kemudian dilakukan pencetakan. Untuk briket dengan kerjasama Government to Government (G to sarang tawon (honey comb) dapat juga menggunakan G) yang saat ini sedang diselesaikan oleh Kementerian Luar Negeri. Di dalam perkembangannya nanti, batubara bituminus. pengembangan pencairan batubara di Indonesia akan membutuhkan wilayah pertambangan batubara yang


117

Kondisi Industri Batubara Batubara (dikeringkan dahulu)

Pengayakan Batubara kasar Batubara Halus

Karbonisasi 600-700o (6-8 jam)

e c i n o b r a c n u

Quenching Semi Kokas Arang Batubara

Karbonisasi dengan Blower

e c i n o b r a c n u

Penggerusan Clay Kanji Kapur Adiktif Lainnya -

Pencampuran (Adonan)

Pengukusan (Steaming) Pencetakan Briket + 25 Kg/Cm2

Catatan:

Pengeringan

Batubara yang dihasilkan terdiri dari dua jenis: 1. Briket batubara carbonice melalui proses karbonisasi 2. Briket batubara uncarbonice tanpa melalui proses karbonisasi

Briket Batubara Pengepakan

Gambar 2.9. Flow pembuatan Briket Batubara dengan karbonisasi memiliki cadangan batubara mutu rendah (low rank coal) sekitar 4 miliar ton. 2.3.1.4. Gasifkasi Batubara Teknologi gasikasi batubara sudah berkembang dan tersedia di pasaran serta mampu menghasilkan produk yang memenuhi persyaratan untuk dipakai sebagai bahan bakar mesin pembakar internal (internal cumbustion engine) seperti Satuan Pembangkit Diesel (SPD) melalui sistem “dual fuel”. Dengan penerapan teknologi gasikasi batubara pada PLTD (membangkitkan mesin disel dengan sistem “dual fuel”), maka hasil akhir diyakini lebih esien dalam penggunaan energi serta memberikan penghematan subsidi untuk solar. Di samping itu, penerapan teknologi gasikasi batubara pada PLTD ternyata menghasilkan emisi dan kualitas lingkungan yang masih memenuhi persyaratan; demikian juga dengan limbah batubaranya yang dapat dimanfaatkan untuk bahan baku pembuatan batako (abu batubara) serta pengisi (ller) beton jalan dan campuran aspal buton (ter).

118


Selain itu sebenarnya Indonesia memiliki potensi yang besar untuk Underground Coal Gasication (UCG) yang dapat digunakan untuk berbagai keperluan. UCG merupakan teknologi pemanfaatan batubara dengan mengkonversikannya secara in-situ menjadi bahan bakar gas dan untuk penggunaan industri kimia lainnya. Proses UCG ini dilakukan melalui injeksi uap dan udara atau oksigen (O2) ke dalam lapisan batubara (coal seam) yang berada di bawah permukaan tanah melalui “sumur produksi” (production well). Di lapisan batubara bawah tanah akan terbentuk rongga (cavity) dan terjadi proses gasikasi dan proses kimiawi, di mana batubara tersebut akan terbakar dan menghasilkan gas. Gas ini kemudian disalurkan melalui pipa khusus ke permukaan tanah, di mana terletak instalasi pengolahan gas (gas processing). Sebagian gas dipergunakan sebagai bahan bakar stasiun pembangkit tenaga listrik dan sebagian lagi dipergunakan sebagai bahan sintesis (syngas) bahan kimia, seperti hydrogen, methanol atau bahan kimia gas lainnya (Gambar 2.6).

2.4. 2.4.1.

K

ondisi Angkutan Batubara

Pelabuhan Muat Batubara

Hasil produksi batubara di angkut dengan moda darat (kereta api dan truk) dan melalui transportasi sungai dan laut (sungai:tongkang dan laut: tongkang dan kapal). Pengangkutan batubara terutama dari Pulau Kalimantan (sungai dan laut) dan Pulau Sumatera menuju Pulau Jawa.

2.4.2. Niaga

Di dalam UU No 17 tahun 2008 tentang Pelayaran, menegaskan tentang penerapan asas cabotage terhadap angkutan laut di dalam negeri, dimana salah satu yang terkena asas cabotage tersebut adalah batubara. Produksi batubara nasional, sekitar 30% diserap pasar dalam negeri dimana pengangkutannya baru sekitar 40% menggunakan kapal berbendera Indonesia. Angkutan untuk tujuan ekspor sebagian besar masih menggunakan kapal berbendera asing, peranan kapal berbendera Indonesia masih di bawah 10%. Untuk briket batubara, sebagian besar diserap oleh pengguna peternakan ayam dan industri kecil lainnya. Saat ini terdapat kecenderungan bahwa Kebutuhan pasar batubara domestik akan semakin besar, khususnya untuk suplai kebutuhan PLTU batubara (termasuk percepatan pembangunan PLTU 10.000 MW tahap I dan II).

Gambar 2.11. Kapasitas Pelabuhan Muat Batubara Di Indonesia


119

PELUANG DAN TANTANGAN INVESTASI MINERAL DAN BATUBARA

3 3.1.

K

ondisi Produksi dan Penjualan Mineral dan Batubara

3.1.1 Kondisi Produksi Mineral 2005 - 2010 No.

Commodity

Unit

2005

2006

2007

2008

2009

2010

1

Copper conct.

dmt

3,553,808

2,938,009

2,814,952

2,397,899

3,484,124

3,466,771

2

Copper

ton

1,063,849

817,796

796,899

655,046

998,530

878,376

3

Gold

kg

143,205

85,411

117,854

64,390

127,716

102,694

4

Silver

kg

328,749

261,398

268,967

226,051

326,773

266,492

5

Tin conct.

ton

78,404

80,933

66,137

53,228

46,078

41,070

6

Tin metal

ton

67,600

65,357

64,127

53,471

51,418

42,242

7

Bauxite

mt

1,081,739

1,501,937

1,251,147

1,152,322

783,097

104,692

8

Conv matte

ton

97,781

92,123

98,914

92,776

85,974

97,387

9

Ni+Co in matte

ton

77,471

72,782

77,928

73,356

68,228

77,186

10

Nickel ore

wmt

2,545,580

4,353,832

7,112,870

6,571,764

5,802,080

3,450,762

11

Ferro nickel

mt

20,036

-

-

-

-

-

12

Ni In Fe Ni

ton

3,985

14,474

18,532

17,566

12,550

9,634

13

Iron sand

wmt

32,203

5,489

-

-

-

-

14

Granite

ton

4,302,849

5,217,807

1,793,440

-

-

-

15

Diamond

crt

21,606

46,856

22,980

27,688

-

-

Sumber : Direktorat Pengusahaan Mineral dan Batubara 2010

3.1.2 No.

Kondisi Penjualan Mineral Domestik 2005-2010 Commodity

Unit

2005

2006

2007

2008

2009

2010

1

Copper

ton

-

-

-

216,761

240,782

227,812

2

Gold

kg

1,724

1,882

-

15,216

29,776

22,054

3

Silver

kg

11,985

12,967

-

58,392

70,397

62,804

4

Tin metal

ton

974

1,927

-

747

-

-

5

Bauxite

mt

-

-

-

-

-

-

6

Ni+Co in matte

ton

-

-

-

-

-

-

7

Nickel ore

wmt

-

-

-

-

-

-

8

Ferro nickel

mt

-

-

-

-

-

-

9

Ni In Fe Ni

ton

-

-

-

-

-

-

10

Iron sand

wmt

23,267

6,051

-

-

-

-

11

Granite

ton

155,507

455,778

30,049

-

-

-

12

Diamond

crt

-

120



3.1.3 Kondisi Penjualan Mineral Ekspor 2005-2010 No.

Commodity

Unit

2005

2006

2007

2008

2009

2010

1

Copper

ton

1,054,778

816,181

785,552

450,661

698,190

597,231

2

Gold

kg

140,321

85,176

119,637

57,475

102,081

76,421

3

Silver

kg

306,603

244,144

268,051

172,484

303,346

197,212

4

Tin metal

ton

66,920

61,422

63,679

50,198

55,355

208,473

5

Bauxite

mt

1,039,380

1,536,542

964,282

893,088

445,662

164,498

6

Ni+Co in matte

ton

77,218

72,879

77,838

74,030

67,782

77,035

7

Nickel ore

wmt

2,688,477

4,309,134

6,907,459

5,342,924

4,901,699

2,760,344

8

Ferro nickel

mt

24,463

-

-

-

-

-

9

Ni In Fe Ni

ton

4,930

13,389

17,548

17,025

14,191

9,303

10

Iron sand

wmt

-

-

-

-

-

-

11

Granite

ton

3,856,074

5,160,623

684,948

-

-

-

12

Diamond

crt

24,075

47,039

10,411

32,748

-

-


3.1.4 No.

Kondisi Produksi Batubara 2005 – 2010 Nama Perusahaan

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Total

BUMN 1

Bukit Asam

8,559,124.00

8,665,526.00

8,604,709.00

10,086,509.00

10,828,930.00

11,913,441.00

58,658,239.00

2

Bukit Asam - Ombilin

47,511.00

1,955.68

3,904.00

51,219.00

1,770.00

5,272.00

111,631.68

3

Bukit Asam - Tanjung Enim - Antrasit

-

-

-

-

-

8,606,635.00

8,667,481.68

8,608,613.00

10,137,728.00

-

-

-

-

26,686,197.00

34,368,053.00

36,037,866.00

38,482,461.00

40,590,189.00

-

-

52,456.91

-

-

-

52,456.91

1,028,511.62

118,184.88

197,240.72

378,175.84

548,801.40

685,585.21

2,956,499.67

1 6, 756 ,7 00. 00

1 6, 31 6, 240 .0 0

1 5, 39 4, 067 .0 0

1 5,7 01 ,5 01 .0 0

1 9,2 98 ,46 3. 00

2 0, 42 6, 166 .0 0

10 3, 893 ,1 37. 00

-

-

-

-

216,687.17

1,589,778.00

1,806,465.17

2,999,997.00

3,494,670.00

3,382,014.00

3,531,201.00

1,982,709.00

1,103,766.00

16,494,357.00

-

220,155.99

298,368.10

346,467.28

254,801.40

556,206.38

1,675,999.14

1,285,553.94

2,258,366.80

3,722,960.05

4,334,720.79

3,252,121.50

2,526,879.08

17,380,602.17

27,335.29

-

-

-

-

-

27,335.29

Sub Total

10,830,700.00

11,918,713.00

58,769,870.68

KONTRAKTOR 1. 2.

Adaro I ndonesia, P T

-

38,986,574.00

215,151,340.00

3.

Allied Indo Coal, PT

4.

Antang Gunung Meratus, PT

5.

A rut mi n Ind ones ia , PT

6.

Asmin Koalindo Tuhup, PT

7.

Bahari Cakrawala Sebuku, PT

8.

Bangun Banua Persada Kalimantan, PT

9.

Baramarta, PD

10.

Baramulti Suksessarana, PT

11.

Batualam Selaras, PT

-

-

-

-

-

41,741.83

41,741.83

12.

Baturona Adimulya, PT

-

-

-

-

-

280,107.26

280,107.26

13.

Berau Coal, PT

9,197,371.00

10,592,718.00

11,811,494.00

12,924,990.00

14,336,892.00

17,382,639.00

76,246,104.00

14.

Borneo Indobara, PT

-

550,889.63

-

1,219,460.13

1,182,669.11

1,118,005.03

4,071,023.90


121

Kondisi Produksi dan Penjualan Mineral dan Batubara No.

Nama Perusahaan

15.

Dharma Puspita Mining, PT

-

-

-

-

-

-

-

16.

Firman Ketaun Perkasa, PT

-

-

-

-

311,671.74

494,016.54

805,688.28

17.

Gunung Bayan Pratamacoal, PT

3,926,610.00

5,155,686.00

4,532,431.00

4,459,095.00

4,142,230.74

4,053,369.50

26,269,422.24

18.

Indominco Mandiri, PT

7,448,845.00

10,301,606.00

11,452,621.00

10,797,761.00

12,396,126.00

13,101,774.00

65,498,733.00

19.

Insani Bara Perkasa, PT

-

80,292.88

122,718.82

760,759.74

1,007,973.94

2,004,598.42

3,976,343.80

20.

Interex Sacra Raya, PT

-

57,110.00

158,178.00

111,697.00

93,574.00

82,224.00

502,783.00

21.

Intitirta Primasakti, PT

-

-

-

-

-

-

-

22.

Jorong Barutama Greston, PT

3,028,935.00

3,091,645.00

2,631,985.00

2,419,454.00

3,132,616.00

456,522.00

14,761,157.00

23.

Kadya Caraka Mulia, PT

167,416.39

434,184.25

198,548.12

225,943.47

121,807.85

43,380.96

1,191,281.04

24.

Kalimantan Energi Lestari, PT

600,805.00

153,907.35

62,295.00

20,254.00

-

-

837,261.35

2 5.

Ka lt im Pr ima C oa l, PT

2 8, 183 ,3 29. 00

3 5, 300 ,8 52. 00

3 8, 45 4, 558 .0 0

3 6, 28 0, 348 .0 0

3 8,1 54 ,49 1. 00

26.

Kartika Selabumi Mining, PT

1,035,136.43

1,108,889.47

341,572.47

207,844.34

-

187,315.00

27.

Kendilo Coal Indonesia, PT

-

-

-

-

-

-

2 8.

Ki de co Ja ya A gung, PT

1 8, 125 ,0 43. 00

1 8, 91 1, 954 .0 0

1 8, 88 9, 931 .0 0

2 1,9 00 ,59 6. 00

2 4, 69 2, 29 9. 00

2 6, 42 8, 452 .0 0

12 8, 948 ,2 75. 00

29.

Lanna Harita Indonesia, PT

1,886,550.24

1,684,775.95

1,479,745.32

1,301,670.34

1,397,227.33

1,843,052.64

9,593,021.82

30.

Mahakam Sumber Jaya, PT

2,304,470.09

2,943,896.98

2,936,482.00

3,059,294.00

4,537,033.00

5,303,363.00

21,084,539.07

31.

Mandiri Intiperkasa, PT

1,081,728.02

1,165,287.39

1,735,951.57

1,983,839.00

2,451,357.26

2,653,911.34

11,072,074.58

32.

Mantimin Coal Mining, PT

-

-

-

-

-

33.

Marunda Graha Mineral, PT

824,004.78

1,380,719.24

847,407.46

1,443,221.08

932,684.39

1,340,569.57

6,768,606.52

34.

Multi Harapan Utama, PT

896,588.00

1,178,800.00

1,055,614.00

1,872,714.00

1,528,163.00

1,677,862.00

8,209,741.00

35.

Multi Tambangjaya Utama, PT

-

-

-

-

357,706.00

508,808.00

866,514.00

36.

Nusantara Termal Coal, PT

388,499.44

142,937.40

944,415.69

889,683.27

920,863.65

687,230.64

3,973,630.09

37.

Pendopo Energi Batubara (D/H Pt Barito Putra)

-

-

-

-

440.00

-

38.

Perkasa Inakakerta, PT

-

-

523,575.52

1,144,163.24

2,012,806.25

2,684,902.21

6,365,447.22

39.

Pesona Khatulistiwa Nusantara (D/H Astra Binabakti Intisari)

-

-

-

-

56,268.00

577,529.98

633,797.98

40.

Riau Bara Harum, PT

167,029.60

916,948.00

713,849.75

325,516.00

1,265,331.00

1,865,251.70

5,253,926.05

41.

Santan Batubara, PT

-

-

-

-

1,249,915.00

1,992,075.00

3,241,990.00

42.

Senamas Energindo Mulia, PT

-

-

11,950.00

6,750.00

18,133.00

48,674.00

85,507.00

43.

Singlurus Pratama, PT

-

-

-

-

478,951.70

847,274.79

1,326,226.49

44.

Sumber Kurnia Buana, PT

870,184.85

1,340,600.00

1,525,990.71

1,018,232.81

1,305,702.40

672,680.57

6,733,391.34

122

2005

2006


2007

2008

2009

2010

Total

3 9, 95 1, 221 .0 0

-

21 6, 324 ,7 99. 00 2,880,757.71 -

-

440.00

No.

Nama Perusahaan

45.

Tanito Harum, PT

46.

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Total

2,402,775.51

2,678,894.50

2,690,198.12

2,660,915.48

3,239,300.39

3,512,859.16

17,184,943.16

Tanjung Alam Jaya, PT

750,810.84

1,465,675.31

1,465,219.12

1,655,109.62

1,028,797.38

958,170.14

7,323,782.41

47.

Teguh Sinar Abadi, PT

-

-

15,963.00

209,390.03

1,021,443.74

1,091,697.36

2,338,494.13

48.

Trubaindo Coal Mining, PT

1,610,389.00

5,738,035.00

3,555,107.00

4,544,935.00

5,183,618.00

5,544,568.00

26,176,652.00

49.

Wahana Baratama Mining, PT

-

-

-

780,451.99

2,887,669.89

2,573,872.15

6,241,994.03

163,151,975.03

167,242,774.45

176,998,615.46

197,589,535.24

207,884,673.45

Sub Total

133,680,816.03

1,046,548,389.66

KP SWASTA

1.

Prov. Bengkulu

-

-

-

990,550.98

1,455,137.49

-

2,445,688.47

2.

Prov. Jambi

-

-

-

404,540.50

3,046,940.81

280,779.88

3,732,261.19

3.

Prov. Kalimantan Selatan

-

-

-

695,777.71

4,374,833.65

7,415,426.51

12,486,037.87

4.

Prov. Kalimantan Tengah

-

-

-

-

42,448.50

226,434.11

268,882.61

5.

Prov. Kalimantan Timur

-

-

-

3,777,423.37

10,635,507.00

12,978,026.94

27,390,957.31

6.

Prov. Riau

-

-

-

312,668.92

278,379.85

80,604.01

671,652.78

7.

Prov. Sumatera Barat

-

-

-

784,865.34

1,249,355.74

326,267.89

2,360,488.97

8.

Prov. Sumatera Selatan

-

-

-

698,170.76

1,054,158.77

449,491.50

2,201,821.03

Sub Total Total

-

-

-

7,663,997.58

22,136,761.81

21,757,030.84

51,557,790.23

142,287,451.03

171,819,456.71

175,851,387.45

194,800,341.04

230,556,997.05

241,560,417.29

1,156,876,050.56


3.1.5 Kondisi Penjualan Batubara Domestik 2005-2010 No.

Nama Perusahaan

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Total

BUMN 1

Bukit Asam

7,151,010.00

6,753,252.00

6,694,418.00

7,974,842.00

7,638,084.00

8,222,560.00

44,434,166.00

2


41,756.00

1,622.10

184,733.55

5,386.00

2,044.00

84,914.00

320,455.65

3


-

-

-

-

-

7,192,766.00

6,754,874.10

6,879,151.55

7,980,228.00

7,640,128.00

-

-

-

-

Sub Total

8,307,474.00

44,754,621.65

KONTRAKTOR 1.

-

9,312,533.00

-

2.

Adaro Indonesia, PT

8,738,327.15

10,023,713.00

9,837,045.68

9,318,647.20

9,570,127.00

56,800,393.02

3.


-

-

73,851.78

-

-

-

73,851.78

4.


416,864.82

279,590.67

275,153.05

533,682.49

662,287.68

693,998.05

2,861,576.76

5.

Arutmin Indonesia, PT

4,576,812.17

882,296.40

2,033,171.10

1,198,955.66

2,267,323.65

3,304,126.34

14,262,685.31

6.


-

-

-

-

-

-

-

7.


-

-

-

-

-

14,900.00

14,900.00

8.


-

158,900.56

338,650.32

199,575.97

278,411.94

673,496.26

1,649,035.04

9.

Baramarta, PD

398,143.72

-

3,722,969.05

4,270,554.47

3,277,417.04

2,526,879.08

14,195,963.35


123


Nama Perusahaan

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Total

10.


11.


-

-

-

-

-

41,189.36

41,189.36

12.


-

-

-

-

-

154,109.06

154,109.06

13.

Berau Coal, PT

3,752,957.00

3,223,516.40

4,191,278.58

4,908,024.60

4,121,855.00

4,415,534.00

24,613,165.58

14.

Borneo Indobara, PT

-

213,621.52

-

232,218.59

577,763.45

72,580.03

1,096,183.59

15.


-

-

-

-

-

-

-

16.


-

-

-

-

-

-

-

17.


3,818,317.34

4,209,902.08

3,525,877.15

2,880,284.87

3,038,417.31

2,997,121.03

20,469,919.76

18.


46,787.00

998,696.00

260,047.00

624,075.00

632,724.00

857,197.00

3,419,526.00

19.


-

30,495.94

42,688.94

49,219.00

69,893.60

88,261.73

280,559.21

20.


-

21,613.98

-

36,214.44

97,794.13

74,203.45

229,826.00

21.


-

-

-

-

-

-

-

22.


840,529.76

434,520.27

736,569.14

616,925.55

928,092.00

165,770.27

3,722,406.98

23.


167,417.00

-

198,548.12

236,526.05

125,105.77

50,911.33

778,508.27

24.


-

90,915.02

-

-

-

25.

Kaltim Prima Coal, PT

905,068.00

1,188,333.00

2,726,875.00

3,329,181.00

3,419,350.00

3,949,200.00

15,518,007.00

26.


992,557.86

1,109,713.34

593,673.33

188,298.65

85,484.66

39,598.95

3,009,326.79

27.


-

-

-

-

-

28.

Kideco Jaya Agung, PT

6,353,879.00

4,807,555.00

5,617,460.00

5,582,846.17

5,606,307.15

29.


-

-

-

-

11,120.51

5,829.17

16,949.68

30.


1,006,097.00

-

7,734.00

1,291,265.00

689,957.00

606,383.00

3,601,436.00

31.


-

32,378.31

32,896.59

24,584.12

-

5,331.00

95,190.01

32.


-

-

-

-

-

-

-

33.


-

-

-

-

-

-

-

34.


242,323.82

316,325.02

101,136.62

183,479.00

-

-

843,264.46

35.


-

-

-

-

-

-

-

36.


-

128,565.58

925,312.89

906,383.97

840,085.29

546,926.53

3,347,274.26

37.


-

-

-

-

-

50.00

50.00

38.


-

-

82,413.98

8,067.92

-

-

90,481.91

39.


-

-

-

-

-

225,007.97

225,007.97

40.

Riau Bara Harum, PT

68,400.27

753,781.49

34,720.00

-

-

-

856,901.76

124

24,874.45

-


-

-

-

-

-

6,058,542.77

24,874.45

90,915.02

34,026,590.10

No.

Nama Perusahaan

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Total

41.

Santan Batubara, PT

-

-

-

-

581,466.00

144,264.00

725,730.00

42.


-

-

8,845.79

6,100.00

21,569.29

47,071.38

83,586.46

43.


-

-

-

-

-

-

-

44.


497,650.80

-

1,485,795.33

1,039,673.93

1,250,305.88

747,680.87

5,021,106.80

45.

Tanito Harum, PT

9,129.00

-

428,858.26

781,925.00

1,240,555.87

1,153,828.00

3,614,296.13

46.


-

749,997.00

-

1,351,644.39

1,021,576.35

991,431.94

4,114,649.67

47.


-

-

-

168,310.16

-

-

168,310.16

48.


1,171,441.63

1,589,191.11

1,321,968.66

558,428.39

1,500,466.98

2,550,458.34

8,691,955.10

49.


-

-

-

-

-

-

-

34,027,577.79

31,243,621.67

38,603,540.34

40,525,091.57

41,915,457.55

42,514,413.89

228,829,702.81

Sub Total

KP SWASTA

1.

Prov. Bengkulu

-

-

-

63,039.70

317,569.99

-

380,609.69

2.

Prov. Jambi

-

-

-

306,932.32

350,977.64

116,009.32

773,919.28

3.


-

-

-

639,516.67

346,245.63

486,041.89

1,471,804.19

4.


-

-

-

-

-

-

-

5.


-

-

-

2,551,355.20

3,677,052.36

2,219,653.02

8,448,060.58

6.

Prov. Riau

-

-

-

144,266.61

24,613.90

-

168,880.51

7.


-

-

-

736,189.27

1,174,654.20

32,473.62

1,943,317.09

8.


-

-

-

526,632.39

850,978.17

857,692.54

2,235,303.10

Sub Total

-

-

-

4,967,932.16

6,742,091.89

3,711,870.39

15,421,894.44

41,220,343.79

37,998,495.77

45,482,691.89

53,473,251.73

56,297,677.44

54,533,758.28

289,006,218.90

Total


3.1.6 Kondisi Penjualan Batubara Ekspor 2005-2010 No.

Nama Perusahaan

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Total

BUMN 1

Bukit Asam

2,492,201.00

2,848,534.00

3,808,057.00

4,008,249.61

4,416,312.00

2 3


-

-

-

71,225.00

-

-

71,225.00


-

-

-

-

-

-

-

7,192,766.00

6,754,874.10

6,879,151.55

7,980,228.00

7,640,128.00

-

-

-

-

17,317,389.00

24,137,923.00

24,465,249.00

30,182,587.00

Sub Total

4,659,928.00

8,307,474.00

22,233,281.61

44,754,621.65

KONTRAKTOR 1.

31,585,017.00

-

2.

Adaro Indonesia, P T

3.


-

-

-

-

-

-

-

4.


-

-

-

-

-

-

-

5.

Arut min Indonesia, PT

12,516,891.00

13,276,712.12

13,544,669.00

14,262,641.95

17,169,828.00

29,958,937.00

-

17,081,559.00

157,647,102.00

87,852,301.06


125


Nama Perusahaan

6.


7.


8.


9.

Baramarta, PD

10.

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Total

-

-

-

-

191,482.19

1,337,873.09

1,529,355.28

2,822,636.00

3,621,795.00

3,466,451.00

3,603,775.00

1,922,341.00

1,076,772.00

16,513,770.00

-

-

-

-

-

-

-

95,176.73

2,256,367.00

-

-

-

-

2,351,543.73


-

-

-

-

-

-

-

11.


-

-

-

-

-

-

-

12.


-

-

-

-

-

50,828.50

50,828.50

13.

Berau Coal, PT

5,762,556.00

6,757,761.49

7,605,711.00

8,188,801.00

10,019,991.00

12,650,877.00

50,985,697.49

14.

Borneo Indobara, PT

-

-

-

1,077,438.65

635,310.13

763,722.49

2,476,471.27

15.


-

-

-

-

-

-

-

16.


-

-

-

-

227,138.00

467,270.00

694,408.00

17.


-

949,843.00

934,868.00

623,549.00

1,152,284.00

1,042,399.00

4,702,943.00

18.


8,901,843.00

10,466,251.00

12,061,964.65

10,258,735.65

13,059,005.00

12,578,374.46

67,326,173.76

19.


-

17,142.56

113,330.46

733,617.55

930,278.98

1,851,859.50

3,646,229.05

20.


-

26,282.81

138,554.28

66,012.28

12,317.09

-

243,166.46

21.


-

-

-

-

-

-

-

22.


2,138,520.84

1,480,467.90

1,941,560.45

2,033,898.33

2,145,041.79

455,104.00

10,194,593.32

23.


-

434,185.00

-

-

-

-

434,185.00

24.


600,000.00

15,833.98

80,317.07

24,401.96

-

-

720,553.01

2 5.

Ka lt im P ri ma Coa l, PT

2 6, 62 2, 40 9. 00

3 4, 15 3,3 93 .3 1

37 ,0 41 ,2 85 .00

32 ,2 24, 31 5. 00

26.


-

-

-

-

-

151,909.22

151,909.22

27.


-

-

-

-

-

-

-

2 8.

Ki de co J aya A gung , P T

1 1, 70 3,4 85 .00

10 ,9 65, 89 6. 00

13 ,5 66, 87 2.0 0

1 6, 072 ,3 95 .8 0

1 9, 172 ,5 15. 04

20 ,1 11, 63 2.0 0

9 1, 59 2,7 95 .84

29.


1,732,691.00

1,668,104.00

1,598,524.00

1,447,330.49

1,209,500.00

1,868,912.00

9,525,061.49

30.


-

2,921,351.98

3,035,724.00

1,744,813.00

3,631,792.00

4,579,329.00

15,913,009.98

31.


1,020,531.00

897,204.59

1,814,040.00

1,979,410.00

2,441,500.00

2,628,490.85

10,781,176.44

32.


-

-

-

-

-

33.


788,254.83

779,598.00

1,635,549.00

1,247,519.00

876,179.00

1,442,051.00

6,769,150.83

34.


648,073.40

934,481.00

961,700.79

1,717,417.53

1,531,207.62

1,760,376.34

7,553,256.68

35.


-

-

-

-

316,172.25

480,107.30

796,279.55

36.


-

-

-

-

-

-

-

126


35 ,2 68, 12 5.0 0

36 ,0 56, 63 9. 00

-

2 01, 36 6, 16 6. 31

-

No.

Nama Perusahaan

37.


-

-

-

-

-

20.00

38.


-

-

307,561.00

1,101,785.00

2,018,909.00

2,627,558.00

6,055,813.00

39.


-

-

-

-

38,682.00

326,362.00

365,044.00

40.

Riau Bara Harum, PT

-

368,347.00

706,205.00

282,147.00

1,307,199.00

1,984,234.45

4,648,132.45

41.

Santan Batubara, PT

-

-

-

-

534,554.00

1,858,463.00

2,393,017.00

42.


-

-

-

-

-

-

-

43.


-

-

-

-

430,069.22

907,121.36

1,337,190.58

44.


-

-

-

-

-

-

-

45.

Tanito Harum, PT

5,467,352.00

1,218,648.00

5,008,126.49

1,811,581.00

46.


-

-

-

-

-

24,528.57

24,528.57

47.


-

-

-

54,366.00

736,594.00

1,366,963.00

2,157,923.00

48.


389,197.00

2,754,648.88

2,400,654.28

4,025,068.55

3,632,390.74

2,976,783.00

16,178,742.45

49.


-

-

-

524,312.00

2,914,863.71

2,424,809.00

5,863,984.71

98,527,005.81

120,102,237.61

132,428,916.47

135,287,918.73

157,129,297.75

165,227,026.12

808,702,402.50

Sub Total

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2,019,011.00

Total

2,335,161.00

20.00

17,859,879.49

KP SWASTA

1.

Prov. Bengkulu

-

-

-

997,228.88

866,876.28

-

1,864,105.16

2.

Prov. Jambi

-

-

-

17,806.84

-

92,094.74

109,901.58

3.


-

-

-

-

48,006.00

-

48,006.00

4.


-

-

-

-

-

79,786.32

79,786.32

5.


-

-

-

1,422,055.22

7,393,903.33

8,845,798.55

17,661,757.10

6.

Prov. Riau

-

-

-

269,475.21

301,714.42

81,483.90

652,673.53

7.


-

-

-

-

177,412.05

105,465.74

282,877.79

8.


-

-

-

14,436.70

-

65,800.00

80,236.70

Sub Total

-

-

-

2,721,002.85

8,787,912.08

9,270,429.25

20,779,344.18

101,019,206.81

122,950,771.61

136,236,973.47

142,088,396.20

170,333,521.83

179,157,383.37

851,786,253.29

Total



127

3.2. 3.2.1

P

rioritas Pembangunan Infrastruktur Mineral dan Batubara Ke Depan

Pengolahan dan Pemurnian Mineral

Kondisi pengelolaan sumber daya alam, khususnya sumber daya Mineral, di Indonesia saat ini secara umum banyak yang diekspor masih dalam bentuk bahan mentah, tanpa diolah terlebih dahulu. Sedangkan beberapa industri pengolahan yang menggunakan sumber daya Mineral sebagai bahan baku utama ataupun penunjang masih merupakan produk impor. Kondisi tersebut berakibat tidak menghasilkan nilai tambah (added-value) secara langsung maupun tidak langsung sebagaimana yang diharapkan. Di sisi lain, negara-negara industri selalu berusaha untuk memperoleh “keuntungan nilai tambah” dari negara-negara pengekspor melalui proses pengolahan lebih lanjut di negaranya ataupun di kelompok usahanya. Hal ini terjadi karena ilmu pengetahuan dan teknologi pengolahan dapat dikatakan masih dikuasai sepenuhnya oleh mereka termasuk jaringan pemasaran. Pengolahan di dalam negeri mempunyai efek ganda (multiplier effect) yang besar, antara lain penciptaan lapangan kerja, alih teknologi dan perolehan unsur-unsur lain yang mungkin terdapat dalam bijih serta tumbuhnya sektor ekonomi di sekitar lokasi pengolahan. Tergantung pada jenis tambang, pengolahan bijih pada umumnya terdiri dari proses beneciation di mana bijih yang ditambang diproses menjadi konsentrat bijih untuk diolah lebih lanjut atau dijual langsung, diikuti dengan pengolahan metalurgi dan rening. Proses beneciation umumnya terdiri dari kegiatan persiapan, penghancuran dan atau penggilingan, peningkatan konsentrasi dengan gravitasi atau pemisahan secara magnetis atau dengan menggunakan metode otasi (pengapungan), yang diikuti dengan pengairan (dewatering) dan penyaringan. Hasil dari proses ini adalah konsentrat bijih dan limbah dalam bentuk tailing dan serta emisi debu. Tailing biasanya mengandung bahan kimia sisa proses dan logam berat. Peningkatan Nilai Tambah (PNT) produk pertambangan sangat penting mengingat selama ini peran Indonesia hanya sebagai produsen atau penjual

128


bahan galian tambang yang sebagian besar tanpa diolah terlebih dahulu sementara industri dalam negeri yang berbasis tambang masih mengimpor bahan baku tersebut dari negara lain yang bahan bakunya berasal dari Indonesia. Peningkatan usaha dari produsen atau penjual bahan baku mentah meningkat menjadi produsen bahan baku setengah jadi yang bertujuan untuk dapat menghasilkan nilai tambah dan bermanfaat secara langsung bagi kepentingan nasional umumnya dan khususnya bagi pengembangan suatu wilayah dimana bahan galian tersebut berada. Beberapa komoditas Mineral logam telah diolah di dalam negeri menjadi produk akhir yang dapat digunakan secara langsung sebagai bahan baku sektor industri, yaitu bijih timah, bijih nikel dan bijih tembaga. Penggunaan logam-logam hasil pengolahan tersebut dalam sektor industri sangat beragam yang meliputi antara lain: industri kesehatan, industri manufaktur, industri mesin dan logam dasar, industri pertahanan dan lain-lain. Keberadaan industri pengolahan Mineral logam dalam negeri sangat bermanfaatan terhadap jaminan pasokan bahan baku bagi industri dan tidak tergantung pada impor.

3.2.2. Pengolahan dan Pemurnian Timah Pabrik-pabrik ekstraksi logam yang utama di Indonesia telah berjalan cukup lama, dirintis oleh peleburan timah (PT Timah) yang berdiri sejak akhir masa penjajahan Belanda. Smelter-smelter lain yang sudah berproduksi hingga kini adalah ferro nikel, alumunium dan tembaga. Disamping itu logam emas dan perak telah diproduksi melalui proses pemurnian terhadap bullion hasil ekstraksi bijihnya sehingga dihasilkan produk emas dan perak murni (PT Logam Mulia). Industri pengolahan timah di Indonesia telah berkembang dengan baik dimana telah dapat menghasilkan produk timah murni yang siap digunakan untuk industri manufaktur di Indonesia sebagaimana terlihat pada gambar 2.12.

Gambar 2.12. Pohon Industri Timah 3.2.3.

Pengolahan dan Pemurnian Bauksit

Khusus alumunium, keberadaan pabrik peleburan melalui proses garam lebur (Hall- Heroult) masih menggunakan bahan baku alumina yang diimpor. Diharapkan bila tersedia alumina lokal hasil pengolahan dalam negeri dapat mensuplai kebutuhan pabrik alumunium tersebut. Gambaran industri pengolahan

alumunium dapat dilihat pada gambar dibawah dimana terlihat bahwa industri pengolahan alumunium dlam negeri telah mampu menghasilkan produk alumunium murni yang dapat digunakan untuk industri manufaktur. Namun demikian, bahan baku alumina masih diimpor sedangkan produksi bijih bauksit dalam negeri diekspor dalam bentuk material mentah (raw material). Pohon industri alumunium dapat dilihat dalam gambar 2.13.

Gambar 2.13. Pohon Industri Alumunium


129

Prioritas Pembangunan Infrastruktur Mineral dan Batubara Ke Depan 3.2.4.

Pengolahan dan Pemurnian Nikel

Untuk pabrik peleburan nikel terdapat 2 (dua) jalur pengolahan yang telah dikembangkan secara komersial yaitu jalur ferro-nikel (PT Antam) dan nikelmatte (PT INCO). Jalur ferro nikel adalah proses yang memberikan produk akhir dalam bentuk granular Fe-Ni yang langsung dapat diserap pasar sebagai bahan baku industri besi baja yang sangat besar pertumbuhannya. Sedangkan jalur dengan produk nikel-matte masih memerlukan proses pemurnian lebih lanjut untuk menjadi produk akhir dimana tergantungdari pabrik hilirnya akan dipakai sebagai

3.2.5.

Pengolahan dan Pemurnian Tembaga

Pengolahan bijih tembaga telah dilakukan di dalam negeri mulai dari konsentrasi Mineral (PT Freeport dan PT NNT) hingga peleburan dan pemurnian bijih tembaga menjadi logam tembaga murni (PT Smelting Gresik). Pabrik peleburan ini telah berproduksi sejak tahun 1999 dengan kapasitas produksi 300 ton tembaga/tahun. Teknologi peleburan tembaga di dunia berkembang pada berbagai alternatif proses yang masing-masing mempunyai keunggulan dan pemilihan tersebut didasarkan pada pertimbangan faktor konsumsi energi. Produk dari peleburan

Gambar 2.14. Pohon Industri Nikel

bahan paduan produk akhir (goods). Secara teknis, ferro nikel dapat disebut sebagai produk akhir karena telah melalu proses pemurnian dan dapat langsung digunakan untuk industri. Sementara itu, nikel matte masih merupakan produk antara yang masih memerlukan proses pemurnian. Berdasar struktur pengolahan nikel dibawah ini terlihat bahwa industri pengolahan nikel di Indonesia telah berkembang adalah jalur pengolahan ferro nikel dimana industri manufaktur yang memanfaatkannya juga telah tersedia di dalam negeri. Sementara itu pengolahan nikel matte dan pemanfaatannya belum ada di Indonesia. Pohon industri nikel dapat di lihat dalam gambar 2.9.

130


konsentrat tembaga yang dilakukan di PT Smelting Gresik adalah : logam tembaga murni (99.99%), anoda slime, asam sulfat dan terak (slag). Empat puluh persen produksi logam tembaga yang dihasilkan oleh PT Smelting Gresik telah terserap oleh pasar domestik dan sisanya di ekspor. Sementara itu asam sulfat yang dihasilnya dikonsumsi oleh pabrik petrokimia untuk pembuatan pupuk. Slag hasil peleburan konsentrat tembaga juga telah dimanfaatkan oleh indutri semen. Hal ini membuktikan bahwa pengolahan Mineral di dalam negeri sangat menguntungkan industri dalam negeri karena produk samping dari industri dapat dimanfaatkan seluruhnya. Pohon industri tembaga dapat dilihat dalam gambar 2.10. Hal yang masih menjadi kerisauan dalam industri peleburan konsentrat dalam negeri adalah kenyataan bahwa hanya 30% dari konsentrat yang dihasil oleh PT

Freeport yang dapat diolah di dalam negeri, sedangkan sisanya dan produk dari PT NNT masih diekspor karena keterbatasan kapasitas pabrik pengolahan PT Smelting Gresik. Selain itu, anoda slime yang dihasilkan oleh pabrik peleburan tembaga masih harus diekspor ke luar negeri (Jepang) karena ketidaktersediaan industri pengolahan anoda slime. hal ini sangat merugikan karena dalam anoda slime tersebut masih mengandung logam-logam berharga seperti emas, perak, selenium, platinum dan logam-logam berharga lainnya yang akan sangat bermanfaat bagi industri dalam negeri apabila dapat diekstraksi di dalam negeri.

3.2.6.

Pengolahan dan Pemurnian Besi

Sebagai salah satu negara yang memiliki cadangan bijih dan pasir besi dalam jumlah besar, industri besi dan baja di Indonesia masih sangat tergantung pada bahan baku pembuatan baja dan besi dari luar negeri berupa pig iron dan sponge iron. Impor bahan baku tersebut pada tahun 2008 sebesar 516,2 ribu ton dimana sebagian besar diimpor dari Brazil. Sementara itu, bijih besi yang dihasilkan oleh sektor pertambangan di Indonesia dipasarkan dalam bentuk raw material ke luar negeri. Gambaran industri

Gambar 2.15. Pohon Industri Tembaga

Dari gambar diatas terlihat bahwa industri yang menggunakan bahan baku tembaga katoda masih sangat terbatas dimana hanya pemanfaatan bilet untuk menjadi kabel listrik. Sementara itu industri lain berlum tersedia.

pengolahan bijih besi di Indonesia dapat dilihat pada gambar 2.16.


131

Prioritas Pembangunan Infrastruktur Mineral dan Batubara Ke Depan INDUSTRI PRIMER

KEGEOLOGIAN Hulu (mengangkat dari perut bumi

Hilir (mengolah menjadi produk mineral / produk energi)

Kondisi saat ini

Bijih Besi Eksplorasi

Cadangan Bijih Besi

Eksploitasi

Pengolahan: Washing dan Clossifying

Rumah Tangga Niaga

Pengangkutan Bijih Besi: Fe 55-60%

Bijih Besi: Fe 55-60%

Transportasi Peleburan dan Renery

Impor

Geologi Sumber Daya

Pellet

Kondisi Ideal

Cadangan Bijih Besi

Niaga

Slag Pish ball/ sand blast

Niaga Industri

Eksploitasi Bijih besi primer

Eksplorasi

Baja

Eksploitasi Felaterit Eksploitasi Pasir besi

Pengangkutan

Pengolahan: Crushing dan drying, Agglomeration

Pig Iron

Niaga

Sponge Iron

Niaga

Peleburan

Konsentrat Besi

Komersial

Ti Ilmenit

Gambar 2.16. Pohon Industri Besi

3.2.7

Niaga

Tioksida

Note: * Bijih Besi FE 50-60%, produk mentah, perlu diproses dan dimurnikan

Pengolahan dan Pemurnian Timbal dan Zinc

Hal sama juga terjadi pada komoditi Mineral timbal (timah hitam) dan Seng (gambar 2.17. dan 2.18), dimana sektor pertambangan di Indonesia hanya menghasilkan bijih seng dan bijih timbal untuk kemudian diekspor

Gambar 2.17. Pohon Industri Timbal

132

Slag


dalam bentuk raw material. Sementara itu bahan baku untuk industri yang memanfaatkan seng dan timbal memperoleh pasokan bahan baku dari luar negeri (import).

Gambar 2.18. Pohon Industri Seng Diluar komoditas Mineral yang disebutkan diatas, masih banyak komoditas tambang lain yang belum dapat diolah sehingga penjualan dilakukan dam bentuk raw material antara lain: bijih besi, bijih alumunium, bijih nikel dan bijih mangan. Tidak berkembangnya industri pengolahan dalam negeri disebabkan beberapa faktor antara lain: 1. Penguasaan teknologi pengolahan yang masih terbatas sehingga memerlukan teknologi dan tenaga kerja yang kompeter dari luar negeri 2. Industri pengolahan memerlukan investasi yang cukup besar serta mempunyai requirement terkait kapasitas produksinya 3. Masih adanya paradigma untuk mendapatkan keuntungan ekonomis dan kemudahan dalam menjual raw material tanpa melakukan pengolahan terlebih dahulu.

Ketidakmampuan industri pertambangan dalam memasok kebutuhan industri akan mengakibatkan kita mencari sumber pasokan lain yaitu dengan import bahan baku dari luar negeri. Hal ini dapat mempengaruhi ketahanan industri dalam negeri dimana tergantug pada import bahan baku dari luar negeri. Dalam sistem perdagangan bebas seperti saat ini, dimana sangat volatile dan sifat protektif dari masing-masing Negara penghasil Mineral untuk menjaga ketahanan industrinya maka hal ini membahayakan bagi industri karena ketergantungan dengan pasokan dari luar. Untuk itu, industri pertambangan harus mampu memenuhi kebutuhan industri dari segi jumlah maupun kualitasnya.


133

3.3.

P

eluang dan Tantangan Investasi di Sub Sektor Mineral dan Batubara 3.3.1. Peluang Investasi di Sub Sektor Mineral dan Batubara • •

•

Terbitnya UU Minerba memberikan peluang terciptanya kepastian hukum Investasi pada nilai tambah produk pertambangan sebagai peluang baru (termasuk besarnya potensi pengolahan Mineral logam, Batubara, Mineral bukan logam dan batuan) yang dapat menghasilkan peningkatan penerimaan Negara dan tenaga kerja Peningkatan kebutuhan Mineral dan Batubara untuk pasar domestic

3.3.2. Tantangan Investasi di Sub Sektor Mineral dan Batubara •

•

• •

•

• • • •

•

Peluang Investasi Investasi Sektor Sektor ESDM ESDM - Minerba - Minerba 134 134 Peluang

Masih belum sinkronnya beberapa legislasi lintas sektor (Pertambangan, Kehutanan, Lingkungan dan Tata ruang) Masih belum optimalnya pelaksanaan kegiatan pertambangan yang baik dan benar (PETI, perusahaan yang tidak mematuhi ketentuan lingkungan, dll) Masih terbatasnya kapasitas pengolahan (nilai tambah) saat ini Masih belum optimalnya kandungan lokal dari kegiatan pertambangan Mineral dan Batubara Harga komoditas Mineral dan Batubara beruktuasi yang mempengaruhi kepada target penambangan dan penjualan Masih terdapatnya kasus tumpang-tindih lintas sektor dalam praktek pertambangan Meningkatkan kontribusi dalam pembangunan daerah (bagi hasil, CD, dll) Keterbatasan kapasitas teknologi, Sumber Daya Manusia dan infrastruktur Belum adanya insentif bagi pengembangan pengolahan produk pertambangan Besarnya nilai investasi pada pengembangan produk pengolahan

PROSEDUR DAN TATACARA INVESTASI 4.1.

P

4

rosedur dan Tata Cara Perizinan Usaha Pertambangan Mineral dan Batubara

4.1.1. Format Pengajuan Permohonan IUP/ IUPK Eksplorasi Yang terhormat, Direktur Jenderal/Gubernur/Bupati/Walikota *) Di.. ...........................................................................

Dengan ini kami mengajukan permohonan IUP/IUPK *) Eksplorasi dengan keterangan sebagai berikut: A. Pemohon 1. Nama penandatanganan permohonan : ................................. Jabatan / pekerjaan : ................................. 2. Nama penandatanganan permohonan : ................................. Jabatan / pekerjaan : ................................. 3. Nama penandatanganan permohonan : ................................. Jabatan / pekerjaan : ................................. B. Pemohon 1. Nama perusahaan Alamat perusahaan Telepon / faksimile 2. Nama perusahaan Alamat perusahaan Telepon / faksimile 3. Nama perusahaan Alamat perusahaan Telepon / faksimile 4. Susunan Direksi dan Komisaris

: ................................. : ................................. : ................................. : ................................. : ................................. : ................................. : ................................. : ................................. : ................................. : .................................

a. Direksi No.

Nama

Jabatan

1 2 3 4 5


135

Prosedur dan Tata Cara Perizinan Usaha Pertambangan Mineral dan Batubara b. Komisaris No.

Nama

Jabatan

1 2 3 4 5 5.

6.

Nomor dan Akte Pendirian : ........................................... Nomor dan tanggal pengesahan Departemen Kehakiman : ........................................... Nomor dan tanggal perubahan Akte terakhir : ........................................... Laporan keuangan yang telah diaudit oleh Akuntan Publik tahun terakhir 1) Jumlah Net Asset : ........................................... 2) Jumlah Hutang : ........................................... 3) Penghasilan Bersih : ...........................................

C. Lokasi dan luas wilayah serta jenis Bahan Galian yang dimohon 1. Lokasi : ........................................... a. Provinsi : ........................................... b. Kabupaten / Kota : ........................................... 2. Luas wilayah : ..................................... Ha 3. Bahan galian : ........................................... D. Lampiran Permohonan 1. Peta Wilayah (asli) dari Unit Pelayanan Informasi Wilayah Pertambangan 2. Tanda bukti Penyetoran Uang Jaminan Kesungguhan dari bank yang ditunjuk 3. Tanda terima Surat Pemberitahuan Tahunan (SPT) tahun terakhir/Nomor Pokok Wajib Pajak (NPWP) 4. Laporan Keuangan 3 (tiga) tahun terakhir yang telah diaudit oleh Akuntan Publik Demikian permohonan ini kami ajukan dan apabila ternyata keterangan yang kami berikan tidak benar, maka kami bersedia menerima sanksi dengan ketentuan peraturan perundang-undangan yang berlaku. Jakarta, ............tanggal ........... **) (meterai Rp. 6.000,-) Nama Pemohon Tembusan : 1. Direktur Pengusahaan Mineral dan Batubara 2. Kepala Dinas Pertambangan Provinsi/Kabupaten/Kota Catatan : 1. *) Coret yang tidak perlu **) Disesuaikan sesuai permohonan Butir 1 *) 2. Diisi dengan huruf cetak 3. Permohonan diajukan dalam rangkap 2 (dua)

136


4.1.2. Persyaratan Permohonan IUP/ IUPK Eksplorasi Permohonan IUP/IUPK Eksplorasi dibuat sesuai dengan bentuk Daftar isian yang harus disampaikan oleh Pemohon dalam waktu 5 (lima) hari kerja sejak tanggal penetapan pemenang lelang dari Menteri atau Gubernur atau Bupati/Walikota sesuai dengan kewenangannya masing-masing, dengan dilampiri: 1. Peta Wilayah yang diterbitkan oleh UPIWP; 2. Salinan/kopi tanda terima penyetoran jaminan uang kesungguhan dari Bank Pemerintah untuk wilayah yang berada pada kewenangan Pemerintah atau Bank Pembangunan Daerah, untuk wilayah yang berada pada kewenangan Pemerintah Daerah, atau salinan/kopi tanda pengiriman uang (transfer) dari Bank Pemohon;

3. Akte Pendirian Perusahaan 4. Laporan keuangan untuk periode tiga tahun terakhir yang telah diaudit oleh akuntan publik; 5. Surat Kuasa Khusus dari Direksi yang diketahui Komisaris Perusahaan kepada wakil yang ditugasi menandatangani permohonan atau melakukan perundingan atau membubuhkan paraf rancangan atau penandatanganan IUP/IUPK, apabila Direksi tidak melaksanakan sendiri; 6. Tanda terima Surat Pemberitahuan Tahunan (SPT) tahun terakhir/Nomor Pokok Wajib Pajak (NPWP) bagi perusahaan nasional.

Peluang Peluang Investasi Investasi Sektor Sektor ESDM ESDM -- Minerba Minerba

137 137

4.2.

K

ewenangan dan Pemberian Izin Usaha Pertambangan Mineral dan Batubara

4.2.1. Bagan Alir Proses Permohonan IUP/IUPK Eksplorasi Pada WIUP/ WIUPK Kewenangan Pemerintah

Peminat Lelang

5 3 Panitia Lelang

6

MENTERI

KETERANGAN: 1 2 1. Menteri berkoordinasi dengan Gubernur/Bupati/Walikota untuk 7 GUBERNUR menetapkan WIUP/ WIUPK 2 1 2. Bupati/Walikota dan Gubernur 7&10 memberikanrekomendasikepada 7 9 Menteri untuk penetapan WIUP/ BUPATI / WALIKOTA WIUPK, Menteri menetapkan WIUP/WIUPK 3. Menteri membentuk Panitia Lelang 4. Panitia Lelang mengumumkan PEMENANG LELANG lelang WIUP/WIUPK 5. Peserta lelang mendaftar dan mengikuti proses lelang 6. Panitia lelang melakukan proses lelang kemudian mengusulkan pemenang lelang ke Menteri 7. Menteri menetapkan pemenang lelang, dan disampaikan ke Gubernur, Bupati/Walikota dan pemenang lelang 8. Pemenang lelang memenuhi kewajiban pembayaran biaya kompensasi data untuk memperoleh peta dan koordinat WIUP/WIUPK 9. Pemenang lelang mengajukan permohonan IUP/IUPK Eksplorasi kepada Menteri dalam jangka waktu paling lambat 5 (lima) hari kerja setelah penetapan pengumuman pemenang lelang WIUP/WIUPK, dengan melampirkan syarat: a. Peta dan koordinat WIUP/WIUPK hasil penetapan pemenang lelang WIUP/WIUPK b. Bukti pembayaran kompensasi data, sesuai keputusan hasil lelang WIUP/WIUPK mineral logam atau batubara c. Bukti penempatan jaminan kesungguhan untuk kegiatan 4 (empat) tahun eksplorasi 10. Menteri menerbitkan Surat Keputusan IUP/IUPK Eksplorasi dalam jangka waktu paling lambat 7 (tujuh) hari sejak diterimanya permohonan IUP/IUPK Eksplorasi CATATAN: Dalam hal pemenang lelang WIUP/WIUPK yang tidak mengajukan permohonan atau tidak dapat melengkapi persyaratan sebagaimana dimaksud ayat (3) huruf a,b dan c; dianggap mengundurkan diri, dan kesempatan permohonan IUP/IUPK diberikan kepada pemenang lelang peringkat sesudahnya.

138


4.2.2. Bagan Alir Proses Permohonan IUP/IUPK Eksplorasi pada WIUP Kewenangan Provinsi

Peminat Lelang

6

Panitia Lelang

MENTERI

KETERANGAN: 1 8 2 3 1. Menteri berkoor dinasi 7 4 dengan Gubernur/Bupati/ Walikota untuk menetapkan 2 1 GUBERNUR WIUP/ WIUPK 2. B u p a t i / W a l i k o t a d a n 11 8 10 8 Gubernur memberikan rekomendasi kepada Menteri untuk penetapan BUPATI / WALIKOTA WIUP/WIUPK 3. Menteri menetapkan WIUP/ WIUPK dan menyerahkan kepada Gubernur 4. Gu bernur memben tuk PEMENANG LELANG Panitia Lelang 5. P a n i t i a Le la ng mengumumkan lelang WIUP/WIUPK 6. Peserta lelang mendaftar dan mengikuti proses lelang 7. Panitia lelang melakukan proses lelang kemudian mengusulkan pemenang lelang ke Gubernur 8. Gubernur menetapkan pemenang lelang dan disampaikan ke Menteri, Bupati/Walikota dan pemenang pelang 9. Pemenang lelang memenuhi kewajiban pembayaran biaya kompensasi data untuk memperoleh peta dan koordinat WIUP/WIUPK 10. Pemenang lelang mengajukan permohonan IUP/IUPK Eksplorasi kepada Gubernur dalam jangka waktu paling lambat 5 (lima) hari kerja setelah penetapan pengumuman pemenang lelang WIUP/ WIUPK, dengan melampirkan syarat: a. Peta dan koordinat WIUP/WIUPK hasil penetapan pemenang lelang WIUP/WIUPK b. Bukti pembayaran kompensasi data, sesuai keputusan hasil lelang WIUP/WIUPK mineral logam atau batubara c. Bukti penempatan jaminan kesungguhan untuk kegiatan 4 (empat) tahun eksplorasi 11. Gubernur menerbitkan Surat Keputusan IUP/IUPK Eksplorasi dalam jangka waktu paling lambat 7 (tujuh) hari sejak diterimanya permohonan IUP/IUPK Eksplorasi

CATATAN: Dalam hal pemenang lelang WIUP/WIUPK yang tidak mengajukan permohonan atau tidak dapat melengkapi persyaratan sebagaimana dimaksud ayat (3) huruf a,b dan c; dianggap mengundurkan diri, dan kesempatan permohonan IUP/IUPK diberikan kepada pemenang lelang peringkat sesudahnya.


139

Kewenangan dan Pemberian Izin Usaha Pertambangan Mineral dan Batubara 4.2.3. Bagan Alir Proses Permohonan IUP/ IUPK Eksplorasi pada WIUP Kewenangan Kabupaten/Kota

Peminat Lelang

6

Panitia Lelang

MENTERI

1 2 KETERANGAN: 7 4 1. Menteri berkoord inasi dengan Gubernur/Bupati/ 2&8 3 1 GUBERNUR Walikota untuk menetapkan WIUP/ WIUPK 8 2. B u p a t i / W a l i k o t a d a n Gubernur memberikan rekomendasi kepada BUPATI / WALIKOTA Menteri untuk penetapan WIUP/WIUPK 8 & 11 10 7&8 3. Menteri menetapkan WIUP/ WIUPK dan menyerahkan kepada Bupati/Walikota PEMENANG LELANG 4. Bupati/Walikotamembentuk Panitia Lelang 5. P a n i t i a Le la ng mengumumkan lelang WIUP/WIUPK 6. Peserta lelang mendaftar dan mengikuti proses lelang 7. Panitia lelang melakukan proses lelang kemudian mengusulkan pemenang lelang ke Bupati/Walikota 8. Bupati/Walikota menetapkan pemenang lelang dan disampaikan ke Menteri, Gubernur dan Pemenang Lelang 9. Pemenang lelang memenuhi kewajiban pembayaran biaya kompensasi data untuk memperoleh peta dan koordinat WIUP/WIUPK 10. Pemenang lelang mengajukan permohonan IUP/IUPK Eksplorasi kepada Bupati/Walikota dalam jangka waktu paling lambat 5 (lima) hari kerja setelah penetapan pengumuman pemenang lelang WIUP/WIUPK, dengan melampirkan syarat: a. Peta dan koordinat WIUP/WIUPK hasil penetapan pemenang lelang WIUP/WIUPK b. Bukti pembayaran kompensasi data, sesuai keputusan hasil lelang WIUP/WIUPK mineral logam atau batubara c. Bukti penempatan jaminan kesungguhan untuk kegiatan 4 (empat) tahun eksplorasi d. Bupati/Walikota menerbitkan Surat Keputusan IUP/IUPK Eksplorasi dalam jangka waktu paling lambat 7 (tujuh) hari sejak diterimanya permohonan IUP/IUPK Eksplorasi

CATATAN: Dalam hal pemenang lelang WIUP/WIUPK yang tidak mengajukan permohonan atau tidak dapat melengkapi persyaratan sebagaimana dimaksud ayat (3) huruf a,b dan c; dianggap mengundurkan diri, dan kesempatan permohonan IUP/IUPK diberikan kepada pemenang lelang peringkat sesudahnya.

140



 







REPUBLIK INDONESIA











        

 



Peluang Investasi Sub Sektor Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi


Peluang Investasi Sektor ESDM - EBTKE

141

142

Peluang Investasi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi

1

PENDAHULUAN

L

1.1.

atar Belakang

Sumber daya energi sebagai kekayaan alam merupakan anugerah Tuhan Yang Maha Esa kepada rakyat dan bangsa Indonesia. Selain itu, sumber daya energi merupakan sumber daya alam yang strategis dan sangat penting bagi hajat hidup rakyat banyak terutama dalam peningkatan kegiatan ekonomi, kesempatan kerja, dan ketahanan nasional maka sumber daya energi harus dikuasai negara dan dipergunakan bagi sebesar-besarnya kemakmuran rakyat. sebagaimana diamanatkan dalam Pasal 33 Undang-Undang Dasar Negara Republik IndonesiaTahun 1945. Pengelolaan energi yang meliputi penyediaan, pemanfaatan, dan pengusahaannya harus dilaksanakan secara berkeadilan, berkelanjutan, rasional, optimal, dan terpadu guna memberikan

nilai tambah bagi perekonomian bangsa dan Negara Kesatuan Republik Indonesia. Penyediaan, pemanfaatan, dan pengusahaan secara terus menerus guna meningkatkan kesejahteraan rakyat dalam pelaksanaannya harus selaras, serasi, dan seimbang dengan fungsi lingkungan hidup. Sejalan dengan peningkatan jumlah penduduk dan perekonomian nasional, peningkatan laju konsumsi energi untuk pemenuhan kebutuhan masyarakat pun semakin besar. Di Indonesia, konsumsi energi masih didominasi oleh energi fosil, hal ini dapat dilihat dari perkembangan Demand-Supply energi nasional tahun 1990-2009 seperti pada Gambar 1.1. Tingginya laju konsumsi energi ini mengakibatkan ketimpangan antara laju pengurasan sumber daya fosil (minyak bumi,

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral Direktorat Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi

PERKEMBANGAN KEBUTUHAN DAN PENYEDIAAN ENERGI 1990 - 2010





DEMAND     

 

 

  



(dalam juta SBM)



   













 









  

      

   

   















 

 

  

 

SUPPLY





 

(dalam juta SBM)

   

  

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

  

2010

© EBTKE KESDM - 2011

Gambar 1.1 Grafk Demand-Supply Energi Nasional


143

Latar Belakang gas bumi, dan batubara) dengan kecepatan untuk menemukan cadangan baru, sehingga diperkirakan dalam waktu yang tidak lama lagi cadangan energi fosil akan habis dan Indonesia akan sangat tergantung pada energi impor. Dengan prol penyediaan energi yang masih didominasi oleh energi fosil, secara otomatis peningkatan permintaan energi akan meningkatkan beban subsidi energi. Perkembangan subsidi energi tahun 2000-2009 secara umum mengalami peningkatan seperti tampak pada Tabel 1.1. Menyadari hal ini, Pemerintah bertekad menerapkan kebijakan harga energi yang mempertimbangkan harga keekonomian dan daya beli masyarakat. Secara bertahap, subsidi harga energi akan terus dikurangi dengan demikian anggaran subsidi dapat dialihkan untuk peningkatan kesejahteraan rakyat. Subsidi harga energi juga kurang mencerminkan keadilan energi bagi masyarakat. Penerima subsidi harga energi adalah mereka yang memiliki akses energi modern baik bahan bakar minyak (BBM) maupun listrik. Padahal masih banyak masyarakat di daerah terpencil belum mendapatkan akses energi modern tersebut. Penyediaan akses energi bagi masyarakat terpencil tentu membutuhkan biaya yang tidak sedikit, karenanya akan lebih baik jika subsidi energi dialihkan untuk penyediaan akses energi modern bagi masyarakat di daerah terpencil. Ketergantungan akan subsidi juga menyebabkan penggunaan energi yang boros di masyarakat. Harga energi yang murah menghilangkan urgensi untuk melakukan penghematan. Penghematan energi hanya

Menimbang bahwa cadangan sumber daya energi tak terbarukan yang terbatas, maka perlu adanya kegiatan diversikasi atau penganekaragaman sumber daya energi agar ketersediaan energi terjamin. Diversikasi energi dilakukan melalui upaya pemanfaatan energi baru terbarukan (EBT), seperti panas bumi, tenaga air, energi surya, energi angin, biomassa, dan energi nuklir. Dengan memanfaatkan EBT, ketergantungan akan penggunaan bahan bakar fosil di dalam sistem penyediaan energi nasional dapat menurun. Selain itu, isu pemanasan global yang dikaitkan dengan penggunaan bahan bakar fosil merupakan salah satu alasan untuk menurunkan tingkat konsumsi bahan bakar fosil. Melalui Peraturan Presiden Nomor 5 Tahun 2006, EBT diharapkan dapat berperan minimal 17% dalam pemanfaatan energi nasional pada tahun 2025. Blueprint Pengelolaan Energi Nasional 2006-2025 lebih memperinci bauran energi nasional. Arah Kebijakan Energi Nasional seperti tercermin dalam Gambar 1.2 adalah dengan menekan laju konsumsi energi nasional sehingga pada tahun 2025 dapat ditekan sebesar 33,85% dari skenario business as usual (BAU) atau menurun dari 5.100 SBM menjadi 3.200 SBM. Bauran energi juga diubah dengan lebih mengutamakan peranan energi baru terbarukan dan menurunkan ketergantungan akan energi fosil. Peranan energi baru terbarukan akan ditingkatkan hingga mencapai 25% dari posisi 4,4% pada tahun 2010. Sedangkan minyak bumi ditekan dari 43,9% pada tahun 2010 menjadi hanya 20% pada tahun 2025 dengan meningkatkan peranan batubara dan gas alam.

Tabel 1.1 Perkembangan Subsidi Energi Fosil 2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Subsidi Listrik

3,93

4,30

4,10

3,36

3,31

10,65

33,90

37,48

78,58

53,72

Subsidi Listrik Fosil *)

3,30

3,55

3,49

2,92

2,86

9,20

29,75

32,63

68,16

46,14

Subsidi BBM

55,64

63,26

31,75

30,04

59,18

103,35

64,21

83,79

139,03

45,04

Subsidi LPG

0

0

0

0

0

0

0

0,15

3,84

7,78

58,94

66,81

35,24

32,96

62,04

112,55

93,96

116,57

211,03

98,96

Total Subsidi Fosill

*) Proporsional dengan peran fosil dalam komposisi energi primer untuk penyediaan listrik

akan efektif jika nilai penghematan yang diperoleh cukup besar. Namun dengan struktur harga subsidi, penghematan yang dilakukan nilainya tidak cukup berarti sehingga penghematan energi belum dianggap sebagai langkah penting.

144


Bagaimanapun, ketersediaan energi yang berkelanjutan memerlukan upaya diversifikasi, konservasi dan intensikasi yang konsisten dan terarah. Upaya-upaya ini memerlukan dana investasi yang besar, teknologi yang menunjang dan sumber daya

dengan keberpihakan bagi pengembangan kapasitas PERKEMBANGAN PANGSA DAN SUBSIDI FOSIL 2000 – 2010 industri dalam negeri A. Perkembangan Pangsa Total (dalam juta SBM) dengan pengembangan pola    kemitraan antara pemerintah      dan swasta, serta antara          sumber daya dalam negeri         dengan dana, teknologi dan      keahlian dari luar negeri. Tidak         hanya itu, perlu diupayakan     penciptaan iklim investasi   yang kondusif, ditunjang  oleh kelengkapan peraturan yang konsisten dan tegas B. PerkembanganSubsidiFosil (dalam triliun Rupiah) dalam pelaksanaannya            agar memberikan kepastian                    hukum.            Lebih jauh lagi, isu               pemanasan global yang                  dikaitkan dengan penggunaan             energi fosil merupakan salah              satu alasan untuk menurunkan tingkat konsumsi energi fosil termasuk minyak bumi. EBT Pada kurun waktu 10 tahun ARAH KEBIJAKAN ENERGI BAU** 3% P ER PR ES 5 /2 00 6 V IS I 2 5/ 25 terakhir ini, dunia mengalami EBT 17% Minyak EBT Gas perubahan paradigma global. Minyak Bumi 25% 21% Bumi 20% Perubahan tersebut terkait Minyak Bumi 30% 42% Gas Batubara Gas 30% 33% Batubara dengan adanya perhatian Batubara 23% 22% 34% dan upaya global untuk menanggulangi perubahan iklim yang diakibatkan oleh  peningkatan gas rumah kaca.  Menyadari hal tersebut    Indonesia telah melakukan  berbagai upaya untuk     mendukung pengurangan     emisi gas rumah kaca      antara lain melalui ratikasi            kesepakatan dunia tentang         perubahan iklim. Pada    tahun 1994 Indonesia telah Sumber: *Prakiraan 2010, DEN 2010-2025, **BAU EBTKE  meratifikasi United Nation Gambar 1.2 Framework Convention on Arah Kebijakan Energi: Konservasi Energi Dan Diversifkasi Energi Climate Change (UNFCCC) melalui Undang-Undang manusia yang terampil dan berpengetahuan. Arah yang Nomor 6 Tahun 1994, tentang Pengesahan UNFCCC, jelas dan kebijakan yang konsisten amat diperlukan dan meratikasi Protocol Kyotomelalui Undang-Undang agar upaya berbagai pihak tersebut dapat efektif. Dalam konteks energi baru terbarukan, Nomor 17 Tahun 2004 tentang Pengesahan Protocol pengembangan energi lokal setempat penting diimbangi Kyoto. Indonesia juga telah mengadopsi delapan tujuan KementerianEnergi dan SumberDaya Mineral DirektoratJenderal EnergiBaru Terbarukan danKonservasiEnergi

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010


Kementerian Energidan SumberDaya Mineral Direktorat JenderalEnergiBaruTerbarukandan Konservasi Energi

EBT, 4.4%

Batubara,

30.7%

Minyak Bumi, 43.9%

Gas Bumi, 21.0%

4300 JutaSBM

3200 JutaSBM

2852 JutaSBM

1131,3 JutaSBM

     

            



145

Latar Belakang yang tercantum dalam Millennium Development Goals untuk turut mendorong pembangunan lingkungan yang berkelanjutan melalui berbagai aksi untuk menghambat laju emisi gas rumah kaca dalam rangka mitigasi perubahan iklim. Untuk meningkatkan upaya penanggulangan dampak perubahan iklim, negara-negara di dunia saat ini sedang membahas peningkatan partisipasi semua negara di dunia dalam rangka mitigasi dan adaptasi perubahan iklim. Hal ini akan mendorong aliran teknologi bersih dari negara-negara maju ke negara-negara berkembang, antara lain teknologi di bidang pengembangan energi baru terbarukan dan konservasi energi.

dari 20%. Oleh karena itu, untuk mencapai bauran energi nasional tersebut diperlukan suatu usaha yang terpadu antara pemerintah dan masyarakat yang mempunyai kepentingan di bidang energi baru terbarukan (EBT). Selama ini peranan energi fosil masih mendominasi dalam pemanfaatan energi, sedangkan peran energi baru terbarukan hanya sebagai alternatif. Oleh karena itu diperlukan adanya perubahan paradigma pengelolaan energi yang mengedepankan diversikasi energi dan konservasi energi sehingga peran energi baru terbarukan akan lebih maksimal dan energi fosil hanya berperan sebagai penyeimbang, sebagaimana diilustrasikan pada gambar 1.3. Salah satu upaya untuk mewujudkan paradigma baru di sektor energi tersebut adalah dengan dibentuknya Direktorat Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi.

Direktorat Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi tengah menyiapkan Inisiatif Energi Bersih (Indonesia’s Initiative for Clean Energy), melalui REFF-Burn (Reducing Emissions from Fossil Fuel Burning). REFFBurn mengintegrasikan semua upaya yang telah dan akan dilakukan untuk pengendalian Gas Rumah Kaca dari Sektor Energi, pada3tahapan(1)Pre-Fossil Combustion (menghindari penggunaan energi fosil yang lebih banyak dengan cara Esiensi Pemanfaatan Energi dan Pengembangan/ Pemanfaatan Energi Terbarukan); (2) During Fossil Combustion (kalau memang masih menggunakan energi fosil, gunakan Teknologi Energi Bersih/Clean Energy Technology); dan (3) Post Fossil Combustion (misalnya dengan Carbon Capture & Storage/CCS dan pemanfaatan Algae). Selanjutnya, peran minyak bumi yang kini mendominasi sistem penyediaan energi nasional diharapkan dapat Gambar 1.3 diturunkan menjadi kurang Perubahan Paradigma Pengelolaan Energi

146


Pemanfaatan energi baru dan terbarukan sebagaimana paradigma pengelolaan energi ke depan merupakan penopang penyediaan energi nasional, sementara energi fosil hanya sebagai faktor penyeimbang. Sumber energi baru adalah sumber energi yang dapat dihasilkan oleh teknologi baru baik yang berasal dari sumber energi terbarukan maupun sumber energi tak terbarukan, antara lain, gas metana batu bara, batubara tercairkan, batubara tergaskan nuklir dan hidrogen. Beberapa pemanfaatan energi baru yang diamanatkan dalam peraturan pemerintah adalah sebagai berikut : 1. Batubara Tercairkan (Liquefaction Coal)- G1 adalah proses konversi batubara padat menjadi bentuk cair. Pengembangan produksi bahan bakar sintetis berbasis batu bara pertama kali dilakukan di Jerman pada awal abad ke 19

dengan menggunakan proses sintesis FischerTropsch. Pada tahun 1983, NEDO (New Energy Development Organization), organisasi di Jepang yang memfokuskan diri dalam pengembangan teknologi energi baru (coal bed methane) (liqueed coal) (gasied coal) berhasil mengembangkan suatu teknologi pencairan batubara bituminous dengan menggunakan proses solvolysis system, solvent extraction system dan direct hydrogenation to liquefy bituminous coal. Selanjutnya ketiga proses tersebut terintegrasi dalam proses NEDOL (NEDO liquefaction), dengan tujuan untuk mendapatkan hasil pencairan yang lebih tinggi. Untuk jenis batubara berkualitas redah, NEDO mengembangkan pencairan batubara dengan nama Brown Coal LiquefactionTechnology (BCL). 2. Gas Metana Batubara (Coal Bed Methane = CBM) – G2 Gas metana batubara adalah bentuk gas alam yang diekstraksi dari hamparan batubara di dalam bumi. Keberadaan gas ini sudah dikenal dalam penambangan batubara bawah tanah yang sering menimbulkan ledakan kebakaran yang membahayakan. Istilah CBM mengacu kepada gas methane yang teradsorpsi dalam pori-pori batubara padat (matrix), tidak seperti reservoir gas bumi konvensional. Gas methana yang terjebak di antara pori-pori batubara dalam fasa mendekati cair,

yang terdiri dari hidrokarbon ringan seperti propana dan butana. 3. Batubara Tergaskan (Gasifcation Coal) – G3 Batubara tergaskan umumnya diperoleh dari hasil gasikasi, yang merubah batubara padat menjadi campuran gas karbon monoksida dan hydrogen yang mudah terbakar. Proses gasikasi terjadi pada temperatur tinggi, yang dimulai dari proses pirolisa dari bahan yang mudah menguap menjadi gas dan tar. Proses selanjutnya adalah pembakaran gas dan tar yang akan bereaksi dengan oksigen menghasilkan karbon dioksida dan karbon monoksida. Proses gasifikasi terjadi pada temperatur tinggi pada keseimbangan konsentrasi karbon monoksida, uap, karbon dioksida dan hidrogen. Pengolahan batubara menjadi gas sintesis memberi potensi esiensi lebih tinggi dibandingkan dengan pembakaran langsung, gas sintesis dapat terbakar pada temperatur tinggi, selain dari itu hidrogen yang dihasilkan dapat dikonversi langsung oleh fuel cell menjadi energi listrik. Gas Sintesis dari proses gasikasi batubara sudah digunakan di Indonesia sejak akhir abad 18 untuk pasokan gas kota, oleh perusahaan gas swasta Belanda, I.J.N. Eindhoven & Co yang berdiri pada tahun 1859. Perusahaan ini menjadi cikal bakal PT. Perusahaan Gas Negara (PGN), sebuah BUMN yang bergerak di bidang utilisasi gas alam.

4. Energi nuklir – G4 Energi nuklir adalah energi yang dihasilkan dari reaksi nuklir yang terkendali. Reaktor nuklir menghasilkan uap panas yang dapat digunakan untuk menggerakan mesin pembangkit listrik. Pembangkit listrik tenaga nuklir sudah banyak digunakan di negara maju dan pada tahun 2009 memberikan kontribusi pasokan listrik lebih dari 15 % kebutuhan listrik dunia. Teknologi pembangkit listrik tenaga nuklir sudah sangat maju, tetapi dengan kejadian musibah Chernobyl, popularitas PLTN jauh menurun. 5. Hidrogen – G5 Hidrogen adalah sel elektrokimia seperti baterai konvensional, perbedaannya sel bahan bakar menggunakan hidrogen yang dapat dipasok terus menerus, Hidrogen akan bereaksi dengan oksigen menghasilkan listrik dan limbah berupa air. Hidrogen adalah media pembawa energi dan bukan sumber energi. Hidrogen dapat diproduksi dari berbagai sumber energi terbarukan, seperti gasikasi biomassa,


147

Latar Belakang biogas, dsb. Teknologi sel bahan bakar berkembang dengan pesat, saat ini BPPT sudah berhasil merakit sel bahan bakar hidrogen dengan menggunakan Proton Exchange Membrane Fuel Cell (PEMFC) dengan bahan bakar hidrogen dan Direct Methanol Fuel Cell (DMFC) dengan berbahan bakar metanol. Sel bahan bakar (Fuel Cell) adalah alat yang merubah secara langsung energi kimia menjadi energi listrik. Alat ini sangat berbeda dengan pembangkit listrik konvensional, yang merubah energi kimia menjadi energi panas, lalu menjadi energi kinetik untuk menggerakan generator listrik. Pada setiap tahap perubahan energi akan terjadi rugi-rugi, terutama pada proses pembakaran yang akan dibatasi oleh esiensi tertinggi yang dikenal sebagai “Carnot Limit” dalam hukum thermodinamika. Batasan tersebut tidak berlaku pada sistem pembangkitan listrik dengan sel bahan bakar. Sumber energi terbarukan adalah sumber energi yang dihasilkan dari sumber daya energi yang berkelanjutan, antara lain panas bumi, angin, bioenergi, sinar matahari, aliran dan terjunan air, serta gerakan dan perbedaan suhu lapisan laut. Sedangkan sumber energi tak terbarukan adalah sumber energi yang dihasilkan dari sumber daya energi yang akan habis jika dieksploitasi secara terus menerus, antara lain minyak bumi, gas bumi, batubara, gambut, dan serpih bitumen. Sudut pandang lain untuk membedakan energi terbarukan dengan energi tidak terbarukan yaitu berdasarkan lamanya waktu yang diperlukan oleh alam untuk memulihkan kapasitas penyediaannya. Sumber energi yang dapat dipulihkan kapasitasnya oleh alam dalam waktu relatif singkat disebut terbarukan. Sebaliknya, jika alam memerlukan waktu yang sangat lama untuk memulihkan kapasitasnya disebut energi tidak terbarukan. Memperhatikan kemampuan alam dalam memulihkan sumberdaya maka diperlukan pengelolaan laju penggunaan sumberdaya sedemikian rupa sehingga tingkat ketersediannya selalu dapat mengimbangi perkembangan kebutuhannya. Secara normatif dapat dikatakan bahwa hal itu dapat dicapai jika laju penggunaan sumberdaya sama atau lebih

148


rendah dibandingkan laju regenerasi. Persyaratan ini mutlak perlu dipenuhi dalam hal pemanfaatan sumberdaya terbarukan. Pada hakekatnya energi terbarukan berasal dari tiga sumber utama energi, yaitu radiasi energi surya, panas bumi, dan gravitasi. Radias i energi surya yang mencapai bumi berperan dalam siklus hidrologi sehingga tersedia energi potencial air, merubah temperatur dan tekanan atmosr yang menimbulkan energi aliran udara atau angin, radiasi sinar matahari yang diserap tumbuhan dalam proses fotosintesa menghasilkan biomassa, dsb. Perputaran posisi matahari dan bulan terhadap bumi menimbulkan gaya gravitasi yang mempengaruhi ketinggian permukaan air dan menghasilkan energi pasang-surut air laut (tidal). Peluruhan radioaktif dari mineral pada inti bumi yang terus berlangsung, menghasilkan panas yang merambat ke permukaan bumi, dan temperaturnya masih cukup tinggi di beberapa lokasi kulit bumi sehingga ekonomis untuk dimanfaatkan sebagai sumber panas. Potensi energi panas bumi dapat memenuhi kebutuhan seluruh energi dunia, tetapi hanya sedikit yang dimanfaatkan dengan alasan keterbatasan pengetahuan, teknologi, dan investasi. Beberapa teknologi pembangkitan energi dari sumber energi terbarukan adalah sebagai berikut : 1. Panas Bumi – (T1) Panas bumi dapat dimanfaatkan secara langsung dan tidak langsung. Pemanfaatan secara langsung, antara lain sebagai pengering hasil pertanian, sterilisasi media tanam jamur, pemandian air panas, dsb. Sedangkan untuk pemanfaatan tidak langsung, uap panasbumi dikonversi menjadi listrik. Sistem pembangkit listrik tenaga panasbumi, memanfaatkan uap air bertekanan tinggi yang bersumber dari reservoir bawah tanah yang dipanaskan oleh magma di perut bumi di sekitar reservoirs tersebut. Uap air bertekanan tersebut diarahkan ke turbin uap dan memutar generator seperti halnya pada pembangkit listrik tenaga uap (PLTU). 2. Aliran dan Terjunan Air (Hydro)- (T2) Aliran dan terjunan air adalah energi dalam bentuk energi potensial dan kinetik air dapat diubah menjadi energi mekanik poros yang selanjutnya dapat dikonversi menjadi energi listrik. Pembangkit Listrik Tenaga Air (PLTA) secara garis besar dapat digolongkan

sebagai PLTA runoff river dan PLTA bendungan. PLTA run-off river harus dioperasikan terusmenerus sepanjang pembangkit siap untuk memanfaatkan tenaga air yang tersedia. Sedangkan PLTA bendungan dapat diatur operasinya berdasarkan kebutuhan. Salah satu PLTArun-off river yang populer adalah Pembangkit Listrik Tenaga Mikrohidro (PLTMH). Tinggi terjun air diperoleh dengan mengalihkan sebagian aliran air sungai ke salah satu sisi sungai dan menjatuhkannya lagi ke sungai yang sama pada suatu tempat dimana head yang diperlukan sudah diperoleh. 3. Bioenergi – (T3) Bioenergi adalah sumber energi yang berasal dari material makhluk hidup yang diproses menjadi biomasa sebagai bahan bakar padat, bahan bakar nabati sebagai bahan bakar cair dan gas. Biomassa yang sudah digunakan ribuan tahun lalu adalah kayu, terutama untuk kegiatan memasak. Kayu dapat juga langsung dibakar dalam boiler untuk menghasilkan uap. Dalam sistem pembangkit listrik, energi uap menggerakan turbin untuk memutar generator listrik. Beberapa sistem pembangkit berbahan bakar batubara juga menggunakan biomassa sebagai sumber energi tambahan (co-ring) . Di industri kayu dan kertas, serpihan kayu langsung dimasukan ke boiler untuk menghasilkan uap untuk proses produksi. Biogas juga dapat dihasilkan dari biomassa untuk membangkitkan listrik. Sistem gasikasi pada temperatur tinggi mengubah biomassa menjadi bahan bakar gas. Gas tersebut dapat digunakan sebagai bahan bakar pada motor bakar atau turbin gas.

Bahan bakar nabati (bio-fuel) adalah bahan bakar yang diproduksi dari sumbersumber hayati, yaitu biodiesel, bioetanol, dan minyak nabati murni ( pure plant oil). • Biodiesel dimaksudkan sebagai pengganti minyak solar (automotive diesel oil) dan minyak diesel industri (industrial diesel-oil). Biodiesel umumnya diproduksi dengan spesifikasi untuk menyamai spesifikasi minyak solar sehingga dapat digunakan secara murni atau dicampur dengan minyak solar. • Bioetanol digunakan sebagai bahan bakar kendaraan mesin bensin, terutama dalam bentuk gasohol, yakni campuran etanol kering/absolut dan bensin.

•

Minyak Nabati Murni dapat dimanfaatkan sebagai bahan bakar pengganti minyak tanah dan minyak bakar (marine fuel-oil). Minyak nabati murni yang digunakan untuk menggantikan minyak tanah disebut dengan biokerosine Disamping itu, minyak nabati murni juga dapat digunakan untuk substitusi minyak solar pada mesin diesel stationer, misalnya pembangkit listrik.

4. Sinar matahari (Solar Energy)- (T4) Sinar matahari dimanfaatkan dengan dua kategori, yaitu active solar dan passive solar. Dalam kategori active solar , energi surya dikonversi langsung dan bentuk aplikasinya dibagi menjadi dua jenis, yaitu: solarthermal untuk aplikasi pemanasan, dan solarphotovoltaic untuk pembangkitan listrik. Sedangkan pada kategori passive solar, aplikasinya cenderung pada perancangan bangunan yang memanfaatkan energi matahari untuk penerangan dan ventilasi bangunan. 5. Energi Bayu – (T5) Energi bayu atau energi angin adalah energi kinetik dari udara yang bergerak dan dapat dikonversi oleh turbin atau kincir angin menjadi energi mekanik untuk menggerakan generator listrik atau digunakan langsung menggerakan mesin, seperti pompa air, gilingan padi, dsb. Energi angin sudah digunakan oleh manusia sejak ratusan tahun lalu, seperti untuk perahu layar, pompa drainase air, penggilingan gandum atau padi. 6. Gerakan dan Perbedaan Suhu Lapisan Laut (Samudera) – (T6) Gerakan dan perbedaan suhu lapisan laut (samudera) adalah sumber energi di perairan laut berupa energi pasang surut, energi gelombang, energi arus laut, dan energi perbedaan suhu lapisan laut. Teknologi pemanfaatan energi tersebut masih terus berkembang, beberapa teknologi sudah dicoba di Indonesia dan sudah masuk pada tahap komersialisasi. Potensi EBT yang besar di Indonesia selama ini telah dikembangkan oleh berbagai pihak penelitian dan perguruan tinggi, serta sektor swasta baik dalam bentuk penelitian, program percontohan maupun komersialisasi. Agar kegiatan-kegiatan tersebut dapat terpadu dan terarah maka disusun Rencana Induk Pengembangan Energi Baru Terbarukan di Indonesia yang diharapkan dapat memberikan informasi bagi


149

Latar Belakang pemangku kepentingan energi baru dan terbarukan di Indonesia. Energi baru dan terbarukan tersebut sesuai dengan sumber energinya dibedakan dalam 11 kluster terdiri 5 kluster energi baru dan 6 kluster energi terbarukan. Adapun stakeholder

yang terkait meliputi : usaha inti, usaha penunjang, asosiasi ketektikan dan asosiasi pengguna. Adapun untuk kluster-kluster energi terbarukan sudah ada asosiasi yang menangani, yaitu Masyarakat Energi Terbarukan Indonesia (METI).

Gambar 1.4 Klasterisasi Energi Baru Terbarukan

150


1.1.

L

andasan Hukum

Dasar hukum yang bersifat umum untuk membuka peluang investasi di sektor pemanfaatan energi baru terbarukan dan konservasi energi diatur dalam peraturan dan perundang-undangan, diantaranya : 1. Undang-Undang Nomor 30 Tahun 2007 tentang Energi 2. Undang-Undang Nomor 30 Tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan 3. Undang-Undang Nomor 32 Tahun 2009 tentang Pengelolaan Lingkungan Hidup 4. Undang-Undang Nomor 27 Tahun 2003 tentang Panas Bumi 5. Peraturan Presiden Nomor 5 Tahun 2006 tentang Kebijakan Energi Nasional

•

•

•

•

•

Dasar hukum yang bersifat khusus terkait dengan pengusahaan energi baru terbarukan dan konservasi energi adalah sebagai berikut : A. Panas Bumi • Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 32 Tahun 2009 tentang Harga Patokan Pembelian Tenaga Listrik oleh PT. PLN (Persero) dari Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi • PP No. 62/2008 tentang Perubahan atas PP No. 1 Tahun 2007 tentang Fasilitas Pajak Penghasilan untuk Penanaman Modal di Bidang-Bidang Usaha Tertentu dan/atau di Daerah-daerah Tertentu • Peraturan Presiden Nomor 04 Tahun 2010 tentang Penugasan Kepada PT. PLN (Persero) untuk Melakukan Percepatan Pembangunan Pembangkit Tenaga Listrik Yang Menggunakan Energi Baru Terbarukan, Batubara, dan Gas • Peraturan Pemerintah Nomor 70 Tahun 2010 jo. Peraturan Pemerintah Nomor 59 Tahun 2007 tentang Kegiatan Usaha Panas Bumi • Peraturan Menteri Keuangan Nomor 24/ PMK.011/2011 tentang Pajak Pertambahan Nilai Ditanggung Pemerintah Atas Impor Barang untuk Kegiatan Usaha Hulu Eksplorasi Minyak dan Gas Bumi, Serta Kegiatan Usaha Eksplorasi Panas Bumi.

•

•

•

• • •

•

Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 2 Tahun 2009 tentang Pedoman Penugasan Survei Pendahuluan Panas Bumi Peraturan Menteri ESDM Nomor 11 Tahun 2008 tentang Tata Cara Penetapan WKP Panas Bumi Peraturan Menteri ESDM Nomor 02 Tahun 2009 tentang Pedoman Penugasan Survei Pendahuluan Panas Bumi Peraturan Menteri ESDM Nomor 05 Tahun 2009 tentang Pedoman Harga Pembelian Listrik oleh PT. PLN dari Koperasi atau Badan Usaha Lain Peraturan Menteri ESDM Nomor 11 Tahun 2009 tentang Pedoman Penyelenggaraan Kegiatan Usaha Panas Bumi Peraturan Menteri ESDM Nomor 31 Tahun 2009 tentang Harga Pembelian Tenaga Listrik oleh PT. PLN (Persero) Kecil dan Menengah atau Kelebihan Tenaga Listrik Peraturan Menteri ESDM Nomor 02 Tahun 2011 tentang Penugasan Kepada PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) Untuk Melakukan Pembelian Tenaga Listrik dari Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi dan Harga Patokan Pembelian Tenaga Listrik oleh PT Perusahaan Listrik Negara Peraturan Menteri ESDM Nomor 15 Tahun 2010 tentang Daftar Proyek-Proyek Percepatan Pembangunan Pembangkit Tenaga Listrik Yang Menggunakan Energi Baru Terbarukan, Barubara, dan Gas Serta Transmisi Terkait Keputusan Menteri ESDM tentang Penugasan Survei Pendahuluan kepada Badan Usaha Keputusan Menteri ESDM tentang Penetapan WKP Panas Bumi (26 WKP Panas Bumi) Keputusan Menteri ESDM No. 1944 K/30/ MEM/2009 tentang Penetapan Daerah Penghasil dan Dasar Perhitungan Bagian Daerah Penghasil Pertambangan Panas Bumi Tahun 2006 sampai dengan Tahun 2009 Keputusan Menteri ESDM No. 2010 K/30/ MEM/2009 tentang Penetapan Wilayah Penugasan Survei Pendahuluan Panas Bumi.


151

Landasan Hukum B. Konservasi Energi • Peraturan Pemerintah Nomor 70 Tahun 2009 tentang Konservasi Energi • Instruksi Presiden Nomor 2 Tahun 2008 tentang Penghematan Energi dan Air • Peraturan Menteri ESDM Nomor 31 Tahun 2005 tentang Tata Cara Pelaksanaan Hemat Energi • Peraturan Menteri Keuangan Nomor 21/ PMK.011/2010 tentang Pemberian Fasilitas Perpajakan dan Kepabeanan untuk Kegiatan Pemanfaatan Sumber Energi Terbarukan • Keputusan Menteri Keuangan Nomor 177/ KMK.01/2010 tentang Penetapan Investasi Langsung Pemerintah pada Bidang Investasi Ramah Lingkungan • Perturan Menteri ESDM Nomor 13 Tahun 2010 tentang Penetapan dan Pemberlakuan Standar Kompetensi Manajer Energi Bidang Industri • Peraturan Menteri ESDM Nomor 14 Tahun 2010 tentang Penetapan dan Pemberlakuan Standar Kompetensi Manajer Energi Bidang Bangunan Gedung Sub Bidang Pengelolaan • Keputusan Direktur Jenderal Listrik Dan Pemanfaatan Energi Nomor 23812/47/600.5/2003 tentang Tata Cara Pembubuhan Label Tanda Hemat Energi C. Aneka Energi Baru Terbarukan • Peraturan Pemerintah Nomor 26 Tahun 2006 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik (perubahan dari Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 dan Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989) • Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 1122 K/30/MEM/2002 tentang Pedoman Pengusahaan Pembangkit Tenaga Listrik Skala Kecil Tersebar • Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 002 Tahun 2006 tentang Pengusahaan Pembangkit Listrik Tenaga Energi Terbarukan Skala Menengah • Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 05 Tahun 2009 tentang Pedoman Harga Pembelian Tenaga Listrik oleh PT PLN (Persero) dari Koperasi atau Badan Usaha Lain

152


Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor Tahun 2009 tentang Harga Pembelian Tenaga Listrik oleh PT.PLN (Persero) dari Pembangkit Tenaga Listrik yang Menggunakan Energi Terbarukan Skala Kecil dan Menengah atau Kelebihan Tenaga Listrik • Peraturan Menteri Keuangan Nomor 21/ PMK.011/2010 tentang Pemberian Fasilitas Perpajakan dan Kepabeanan untuk Kegiatan Pemanfaatan Sumber Energi Terbarukan • Peraturan Presiden Nomor 4 Tahun 2010 tentang Penugasan kepada PT. PLN (Persero) untuk Pembangunan Pembangkit Tenaga Listrik Energi Baru Terbarukan, Batu Bara dan Gas • Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 15 Tahun 2010 tentang Daftar Proyek-Proyek Percepatan Pembangunan Pembangkit Tenaga Listrik Yang Menggunakan Energi Baru Terbarukkan, Batubara Dan Gas Serta Transmisi Terkait •

D. Bioenergi • Peraturan Pemerintah Nomor 1 Tahun 2007 tentang Pemberian Fasilitas Pajak Penghasilan untuk Penanaman Modal di Bidang-bidang Usaha Tertentu dan atau Daerah-daerah Tertentu. • Peraturan Pemerintah Nomor 8 Tahun 2007 tentang Investasi Pemerintah (pembentukan Badan Layanan Umum termasuk untuk BBN). • Peraturan Presiden Nomor 5 Tahun 2006 tentang Kebijakan Energi Nasional •

•

•

•

Peraturan Presiden Nomor 45/2009 tentang Perubahan Atas Peraturan Presiden Nomor 71 Tahun 2005 Tentang Penyediaan dan Pendistribusian Jenis Bahan Bakar Minyak Tertentu, dimana Perpres ini memasukkan unsur BBN ke dalam Jenis BBM Tertentu Instruksi Presiden RI Nomor 1/2006 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Bahan bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain Keputusan Presiden RI Nomor 10/2006 tentang Pembentukkan Tim Nasional Pengembangan BBN untuk Percepatan Pengurangan Kemiskinan & Pengangguran Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya

•

•

•

•

•

•

•

•

•

Mineral Nomor 31 Tahun 2009 tentang Tentang Pembelian Tenaga Listrik Oleh PT PLN (Persero) Dari Pembangkit Listrik Yang Menggunakan Energi Baru Terbarukan Skala Kecil Dan Menengah Atau Kelebihan Tenaga Listrik Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 0002/2004 tentang Kebijakan Pengembangan Energi Hijau Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 0219 K/12/MEM/2010 tentang Harga Indeks Pasar Bahan Bakar Minyak dan Harga Indeks Pasar Bahan Bakar Nabati (Biofuel) Yang Dicampurkan Kedalam Jenis Bahan Bakar Minyak Tertentu Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 0048/2005 tentang Standar dan Mutu (Spesikasi) serta Pengawasan BBM, Bahan Bakar Gas, Bahan Bakar Lain, LPG, LNG, dan Hasil Olahan yang dipasarkan di Dalam Negeri Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 32/2008 tentang Penyediaan, Pemanfaatan Dan Tata Niaga Bahan Bakar Nabati (Biofuel) Sebagai Bahan Bakar Lain Peraturan Menteri Keuangan Nomor 117/ PMK.06/2006 tentang Kredit Pengembangan Energi Nabati & Revitalisasi Perkebunan Peraturan Menteri Pertanian Nomor 26/ Permentan/ar.140/2/2007 tentang Pedoman Perijinan Usaha Perkebunan Keputusan Direktur Jenderal Migas Nomor 3674K/24/DJM/2006 tentang Standar dan Mutu (Spesikasi) BBM Jenis Bensin yang dipasarkan di Dalam Negeri (diperbolehkannya penggunaan Bioethanol Maksimum 10% Volume) Keputusan Direktur Jenderal Migas Nomor 3675K/24/DJM/2006 tentang Standar dan Mutu (Spesikasi) BBM Jenis Solar yang dipasarkan di Dalam Negeri (diperbolehkannya penggunaan Biodiesel Maksimum 10% Volume Keputusan Direktur Jenderal Migas Nomor 13483K/24/DJM/2006 tentang Standar dan Mutu (Spesifikasi) Bahan Bakar Nabati (Biofuel) Jenis Biodiesel sebagai Bahan Bakar Lain yang dipasarkan di Dalam Negeri

•

•

•

•

Keputusan Direktur Jenderal Migas Migas Nomor 23204.K/10/DJM.S/2008 tentang Standar dan Mutu (Spesikasi) Bahan Bakar Nabati (Biofuel) Jenis Bioethanol sebagai Bahan Bakar Lain yang dipasarkan di Dalam Negeri Keputusan Kepala Badan Standarisasi Nasional Nomor 07/KEPIKEPIBSNI/21/2008 Tentang Penetapan SNI Bioethanol Terdenaturasi Untuk Gasohol No 7390:2008 Keputusan Kepala Badan Standarisasi Nasional Nomor 73 Tahun 2006 Tentang Penetapan SNI Biodiesel No 04-7182-2006.

Peluang Peluang Investasi Investasi Sektor Sektor ESDM ESDM - EBTKE - EBTKE

153

TINJAUAN KONDISI ENERGI BARU, TERBARUKAN DAN KONSERVASI ENERGI

2 2.1.

P

otensi dan Pemanfaatan Sumber Daya Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi

Data terkini potensi sumber daya energi baru terbarukan yang dapat dimanfaaatkan dapat dilihat pada Tabel 2.1 di bawah ini:

khusus menangani energi sedang perusahaan Jepang yang berpartisipasi adalah Nissho Iwai Corporation.

Tabel 2.1. Cadangan dan Produksi Energi Baru Terbarukan Indonesia No

Jenis Energi Baru Terbarukan

Potensi Sumber Daya

Produksi Energi

Prosentase Pemanfaatan (%)

1

Panas Bumi

28.543 MW

1,189 MW

7.54

2

Tenaga Air

75.670 MW

5,705.29 MW

4.17

3

Mini/Mikro Hydro

769.69 MW

217.89 MW

28.31

4

Biomass

49.810 MW

1,618.40 MW

3.25

5

Tenaga Surya

4,80 kWh/m2/day

13.5 MWp

-

6

Tenaga Angin

3 – 6 m/s

1.87 MW

-

7

Uranium

3.000 MWt (eq. 24,112 ton) untuk 11 tahun *)

30 MWt

1.00

Sumber: www.world-nuclear.org/info/inf75.html

2.1.1. Potensi Energi Baru

2.1.1.1. Batubara Tercairkan (Liquefed Coal) Saat ini Indonesia memiliki cadangan sekitar 60 milyar ton batubara yang terdapat di seluruh Indonesia. Dari sekian banyak itu hampir 85% adalah batubara muda (lignit) atau dengan kata lain batubara dengan kualitas rendah karena 30% berisi kandungan air disamping itu juga mengandung kalori rendah dengan nilai jual murah. Sedang batubara yang berkualitas atau dikenal dengan Black Coal sebagian besar untuk di ekspor. Batubara muda yang juga dikenal dengan nama brown coal akan dikembangkan sebagai alternatif pengganti minyak bumi. Pemerintah Jepang serta para pengusaha Jepang yang tertarik dengan brown coal ini tengah bekerjasama dengan BPPT untuk mewujudkan impian tersebut. Pemerintah Jepang diwakili oleh NEDO (semacam lembaga kajian teknologi Jepang yang

154


Pencairan batubara muda (Brown Coal Liquefaction) telah dilakukan sejak delapan tahun yang lalu. Sebelum sampai tahap BCL (Brown Coal Liquefaction) ini telah dilalui beberapa tahap dan proses yang akhirnya sampai ke proses BCL ini yang memakan waktu hampir 8 tahun. Rencananya BPPT akan berupaya untuk bernegoisiasi dengan Pemerintah Jepang agar menggulirkan dana yang diperlukan untuk pembangunan pabrik BCL sehingga nantinya akan tercipta gasoline dan solar dari batubara. Rencananya dananya berupa pinjaman lunak (soft loan). Biaya yang diperlukan untuk pabrik BCL ini mencapai 5,8 Milyar dolar Amerika. Hal ini katanya karena para ahli maupun teknologinya belum kita miliki. Kalaupun jadi, semuanya akan diambil dari Jepang karena kita masih sedikit sekali memiliki tenaga ahli di bidang batubara ini juga bidang lainnya yang berkaitan dengan BCL.

Saat ini BPPT sudah mengadakan penelitian untuk BCL ini di daerah Sumatera Selatan, Kalimantan Timur dan Kalimantan Selatan. Diketahui bahwa 30.000 ton batubara dapat menghasilkan sekitar 130.000 barel minyak per hari. Sebagai contoh pekerjaan Jepang di Australia dan Jepang sendiri yang telah berhasil membuat master plan BCL ini. PT. Tambang Batubara Bukit Asam rencananya akan membangun kilang batubara tercairkan di Sumatera Selatan dengan investasi sebesar US$5.2 billion. South Africa’s Sasol Limited, produsen minyak sintetis terbesar di dunia telah mulai melakukan negosiasi pembangunan kilang batubara yang dicairkan senilai US$ 10 billion dengan PT Pertamina dan PT. Tambang Batubara Bukit Asam.

Pada 2015 Indonesia diprediksi bisa memproduksi GMB hingga 500 juta kaki kubik per hari (MMSCFD) dan bisa meningkat menjadi 900 MMSCFD pada 2020. diperkirakan pada 2025 produksi GMB di Indonesia bisa mencapai 1.500 MMSCFD. Hingga November 2010, setidaknya 23 kontrak kerja GMB telah ditandatangani. Pada bulan Desember 2010 ini pemerintah berencana akan melelang 13 Wilayah Kerja Gas Metana Batu Bara (WK GMB). 2.1.1.3. Batubara Tergaskan (Gasifed Coal) Energi batubara tergaskan memiliki potensi yang menjanjikan untuk dikembangkan mengingat Indonesia mempunyai cadangan batubara yang sangat berlimpah. Pada tahun 2008, tercatat bahwa sumber daya batubara sebesar 104,8 miliar ton, dengan total cadangan 20,98 miliar ton dan produksi 0,254 miliar ton.

Pada awal tahun 2010 telah ditandatangani MOU antara Pemerintah Indonesia dengan Sasol untuk memulai kajian kelayakan pembangunan kilang. Bila proyek berjalan sesuai rencana Sasol akan Sumber daya ini sebagian besar berada di memproduksi bahan bakar sangat bersih berkualitas Kalimantan yaitu sebesar 61 %, di Sumatera sebesar tinggi sebesar 80,000 barrels, tetapi diperkirakan 38 % dan sisanya tersebar di wilayah lain. Menurut kilang tersebut bahkan mempunyai kapasitas produksi jenisnya dapat dibagi menjadi lignite sebesar 58.6 %, sebesar 1,1 juta barrels setara bahan bakar minyak sub-bituminous sebesar 26.6 %, bituminous sebesar perhari. Bila semuanya berjalan sesuai rencana maka 14.4 % dan sisanya sebesar 0.4 % adalah anthracite. konstruksi kilang akan selesai pada akhir tahun 2014 dan milai produksi tahun 2015. Banyaknya sumber batubara di Indonesia, Terdapat empat lokasi yang potensial untuk membuat cadangan batubara tersebut dapat pembangunan kilang batubara yang dicairkan meliputi dipergunakan untuk bahan bakar gas maupun untuk Musi Banyuasin di Sumatera Selatan yang memiliki pembangkit listrik melalui proses gasikasi batubara. cadangan sebesar 2,9 milyar ton batubara, dan Berau Kalimantan Timur dengan cadangan sebesar 3 milyar 2.1.1.4. Energi Nuklir ton batubara. Saat ini ekplorasi uranium sebagai bahan bakar nuklir di Indonesia belum dilakukan secara maksimal. 2.1.1.2 Gas Metana Batubara (Coal Bed Methane) Baru 2 lokasi potensial yang sudah dieksplorasi, yaitu Sumber daya GMB Indonesia mencapai 453,3 di daerah Kalan Kalimantan Barat sebesar 34.112 Triliun Cubic Feet (TCF) yang tersebar pada 11 ton dan di daerah Kawat Kalimantan Timur sebesar cekungan hydrocarbon. Cadangan CBM sebesar itu 10.000 ton. Kira-kira jumlah ini dapat digunakan untuk tersebar pada sebelas areal cekungan (basin) batubara membangkitkan 1000 MWe PLTN selama 170 tahun, di berbagai lokasi di Indonesia, baik di Sumatera, Jawa, atau 4000 MWe PLTN selama 40 tahun. Masih banyak Kalimantan dan Sulawesi. Ke sebelas basin lokasi CBM daerah lain di Indonesia dari Sabang sampai Merauke itu adalah Sumatera Selatan (183 TCF), Barito (101,6 yang mempunyai potensi yang cukup besar. Untuk TCF), Kutei (89,4 TCF) dan Sumatera Tengah (52,5 TCF) itu perlu dilakukan peningkatan eksplorasi mineral untuk kategori high prospective. Basin Tarakan Utara uranium dan bahan bakar nuklir lainnya di wilayah (17,5 TCF), Berau (8,4 TCF), Ombilin (0,5 TCF), Pasir/ Indonesia untuk mengetahui ketersediaan cadangan Asam-Asam (3,0 TCF) dan Jatibarang (0,8) memiliki sumber daya energi nuklir nasional jangka panjang. kategori modarate prospective. Sedang basin Sulawesi Rata-rata kelimpahan uranium di kerak bumi (2,0 TCF) dan Bengkulu (3,6 TCF) berkategori low adalah 2,7 ppm, lebih banyak dari timah. Konsentrasi prospective. Potensi Gas Metana Batubara sebesar yang dibutuhkan untuk membentuk endapan mineral 453,3 TCF tersebut meliputi cadangan terbukti sebesar yang ekonomis bervariasi tergantung dari kondisi sik dan geologis. Kadar rata-rata bijih uranium di 112,47 TCF dan cadangan potensial 57,60 TCF.


155

Potensi dan Pemanfaatan Sumber Daya Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi tambang-tambang aktif berkisar antara 0,03% sampai paling tinggi 24%, namun kebanyakan tidak sampai 1%. Uranium ditemukan di seluruh bagian bumi di antaranya:

Tabel 2.2 Kadar Konsentrasi Uranium dari Berbagai Sumber Sumber Uranium

Kadar

Bijih kualitas sangat tinggi (Canada) - 20% U

200.000 ppm U

Bijih kualitas tinggi - 2% U

20.000 ppm U

Bijih kualitas rendah - 0,1% U

1.000 ppm U

Bijih kualitas sangat rendah (Namibia) - 0,01% U

100 ppm U

Granit

4-5 ppm U

Batuan sedimen Kerak bumi (rata-rata) Air laut

2 ppm U 2,8 ppm U 0,003 ppm U

Sumber: www.world-nuclear.org/info/inf75.html

Sedangkan sebaran bahan galian uranium di Indonesia dapat dilihat pada gambar 2.1. berikut ini.

Gambar 2.1 Potensi Bahan Tambang Uranium

156

2.1.1.5. Hidrogen Energi hidrogen yang dihasilkan dari gasikasi batubara, memiliki potensi yang menjanjikan untuk dikembangkan mengingat Indonesia mempunyai cadangan batubara yang sangat berlimpah. Pada tahun 2008, tercatat bahwa sumber daya batubara sebesar 104,8 miliar ton, dengan total cadangan 20,98 miliar ton dan produksi 0,254 miliar ton. Sumber daya ini sebagian besar berada di Kalimantan yaitu sebesar 61 %, di Sumatera sebesar 38 % dan sisanya tersebar di wilayah lain. Menurut jenisnya dapat dibagi menjadi lignite sebesar 58.6 %, sub-bituminous sebesar 26.6 %, bituminous sebesar 14.4 % dan sisanya sebesar 0.4 % adalah anthracite. Banyaknya sumber batubara di Indonesia, membuat cadangan batubara tersebut dapat dipergunakan untuk menghasilkan bahan bakar gas hidrogen melalui proses gasikasi batubara.


2.1.2. Potensi Energi Terbarukan

2.1.2.1. Panas Bumi Panas bumi merupakan sumber energi bersih, energi yang ramah lingkungan dan dapat diperbaharui. Sudah diketahui bersama bahwa Indonesia memiliki potensi panas bumi sebesar 28.543 MW atau 40% dari potensi panas bumi dunia. Potensi tersebut tersebar di 265 lokasi. Namun, pemanfaatannya belum optimal, baru sebesar 1.189 MW atau 4,2% dari potensi yang ada.

a i s e n o d n I i d i m 2 . u 2 B r s a a b n m a a P i G s n e t o P n a r a b e S


157

Potensi dan Pemanfaatan Sumber Daya Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi

Gambar 2.3 Potensi Panas Bumi 2009 No

WKP

Potensi (MW)

1.

WKP sebelum UU 27/2003 15 WKP diusahakan oleh Pertamina

Persentase (%)

10.340

36

529

2

4 WKP diusahakan selain oleh Pertamina 2.

26 WKP setelah UU 27/2003

5.826

20

3.

Wilayah terbuka

11.848

42

28.543

100

Total

Sumber : Data yang diolah dari Peta Distribusi Potensi Panas Bumi Indonesia 2009 oleh Badan Geologi

2.1.2.2. Aliran dan Terjunan Air (Hydro) Saat ini potensi energi hidro di Indonesia sebesar 75.670 MW tersebar di berbagai lokasi dengan kapasitas terpasang sebesar 4.200 MW atau baru 5,6 % dari potensi energi air di Indonesia.

Secara rinci potensi dan implementasi energi aliran dan terjunan air, dapat dilihat pada Tabel 2.3 berikut ini.

Tabel 2.3 Potensi dan Implementasi Energi Aliran dan Terjunan Air No

Pulau

Skala besar (<10 MW) Potensi

Implementasi

Skala kecil (> 10 MW) Potensi

Implementasi

Total (MW) Potensi

Implementasi

1

Sumatera

16.100,00

1.154,00

281,76

83,44

16.381,76

1.237,44

2

Jawa

12.050,00

2.012,50

222,02

212,32

12.272,02

2.224,82

3

Kalimantan

5.999,50

30,00

277,75

31,27

6.277,25

61,27

4

Sulawesi

14.550,00

352,00

167,56

118,05

14.717,56

470,05

5

Bali-NTT-NTB

4.900,00

0,00

31,64

12,25

4.931,64

12,25

6

Maluku-Papua

21.057,00

23,00

32,78

4,67

21.089,78

27,67

74.656,50

3.571,50

1.013,50

462,00

Total

158


75.670,00

4.033,50

2.1.2.3. Bioenergi Bahan Bakar Nabati (BBN) • Jenis tumbuhan penghasil bahan baku BBN tumbuh subur di beberapa wilayah Indonesia yaitu kelapa sawit, tebu, singkong sorghum manis, nyamplung, nipah dan lain – lain, dan sangat potensial untuk dibudidayakan pada lahan – lahan subur yang tersebar di berbagai propinsi. Sedangkan untuk lahan – lahan kritis/marjinal yang terbentang luas khususnya di Indonesia Timur, tanaman jarak pagar sangat cocok untuk dibudidayakan • Selain tanaman pangan dan non pangan yang digunakan sebagai bahan baku BBN, limbah-limbah juga dapat dimanfaatkan diantaranya potensi bioetanol dari limbah pertanian pertanian, bagase, dan limbah industri sebesar 74.000 juta ton. Biogas • Potensi bahan baku biogas di Indonesia mencapai 684.8 MW yang sebagian besar berasal dari kotoran hewan ternak dan bahan organik lainnya. • Tahun 2009, di Indonesia terdapat ternak penghasil bahan baku biogas dalam jumlah yang signikan antara lain 13 juta ekor sapi perah dan sapi potong, dan sekitar 15,6 juta kambing. • Harga energi di daerah – daerah tertentu masih mahal terutama di daerah perdesaan sehingga pemanfaatan biogas, biomassa dapat mencapai keekonomian. Biomassa • Sebagai sumber energi, limbah biomassa yang berasal dari aktivitas pertanian tersedia cukup melimpah dan berkelanjutan, terutama di daerah-daerah sentra pengembangan pertanian, perkebunan dan kehutanan. Limbah pertanian dapat berupa bahan buangan tidak terpakai atau bahan sisa dari hasil pengolahan. • Ketersediaan limbah industri pertanian berjumlah sekitar 64 juta ton.

Biomassa tebu yang biasa digunakan sebagai sumber energi bagi Pabrik Gula (PG) adalah ampas tebu (Kurniawan 1999; Kurniawan et al. 2007) . Nilai kalori ampas tebu dalam bentuk net caloric value sekitar 7.600 kJ/ kg pada kadar air 50% (Paturau 1989). Nilai kalori tersebut lebih rendah daripada nilai kalori kayu sebesar 11.715 kJ/kg pada kadar air 30%. Walaupun demikian, ampas tebu merupakan sumber energi yang potensial karena tersedia di Pabrik Gula (PG) dalam jumlah besar dan bersifat terbarukan. Hanya dalam waktu 12 bulan, setiap hektar lahan dapat menghasilkan tidak kurang dari 30 ton ampas tebu. • Sampah kota sangat potensial untuk dimanfaatkan sebagai sumber energi listrik. Sebanyak 39 (tigapuluh sembilan) Kabupaten/ Kota memiliki Tempat Pembuangan Akhr (TPA) yang layak dikembangkan antara lain DKI Jakarta, Batam, Kota Semarang, Kota Palembang, Kota Surabaya, Kota Padang, Kota Pontianak, Kota Medan, Kota Bogor, Kota Malang, Kota Depok, Kota Jogya, Kota Jambi, Kota Samarinda, Kab. Bogor, Kab. Tangerang, Kota Sukabumi, Kab. Garut, Bali, Kota Madiun, Kab. Sidoarjo, Kota Balikpapan, Kab. Banyuwangi, Kota Bandung, Kab. Tegal, Kab. Cirebon, Kota Tangerang, Kab. Purwakarta, Surakarta, Kab. Pasuruan, Kab. Probolinggo, Kab. Kediri, Kota Pekanbaru, Kota Bandar Lampung dan Kota Makassar, dimana potensi sampah bervariasi antara 100 ton/hari sampai dengan 8.733 ton/hari sesuai dengan jumlah penduduk. •

2.1.2.4. Sinar Matahari (Solar Energy) Potensi energi surya sebagai energi terbarukan sampai saat ini belum banyak dimanfaatkan, padahal potensi sangatlah besar. Berdasarkan sumber data dari statistik energi terbarukan °Indonesia Tahun 2010, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral, potensi energi surya di Indonesia ditunjukkan pada Tabel 2.4 berikut ini.


159

Potensi dan Pemanfaatan Sumber Daya Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi Tabel 2.4 Potensi Energi Surya IndonesiaTabel 2.4 Potensi Energi Surya Indonesia No

Kabupaten/Kota

Provinsi

1

Banda Aceh

NAD

2

Palembang

Sumatera Selatan

3

Menggala

Lampung

4

Jakarta

5

Posisi Pengukuran (Lintang ; Bujur)

Radiasi rata - rata harian (kWh/m2)

4°15'N;96°52'E

4,10

3°10'S;104°42'E

4,95

4°28'S

5,23

DKI Jakarta

6°11'S;106°5'E

4,19

Bandung

Jawa Barat

6°56'S;107°38'E

4,15

6

Lembang

Jawa Barat

6°50'S;107°37'E

5,15

7

Citius, Tangerang

Jawa Barat

6°07'S;106°30'E

4,32

8

Darmaga, Bogor

Jawa Barat

6°30'S;106°39'E

2,56

9

Serpong, Tangerang

Jawa Barat

6°11'S;106°30;E

4,45

10

Semarang

Jawa Tengah

6°59'S;110°23'E

5,49

11

Surabaya

Jawa Timur

7°18'S;112°42'E

4,30

12

Kenteng, Yogyakarta

DIYogyakarta

7°37'S;110°01'E

4,50

13

Denpasar

Bali

8°40'S;115°13'E

5,26

14

Pontianak

Kalimantan Barat

4°36'N;9°11'E

4,55

15

Banjarbaru

Kalimantan Selatan

3°27'S;144°50'E

4,80

16

Banjarmasin

Kalimantan Selatan

3°25'S;114°41'E

4,57

17

Samarinda

Kalimantan Timur

0°32'S;117°52'E

4,17

18

Menado

Sulawesi Utara

1°32N;124°55'E

4,91

19

Palu

Sulawesi Tengah

0°57'S;120°0'E

5,51

20

Kupang

NTT

10°09'S;123°36'E

5,12

21

Waingapu, Sumba Timur

NTT

9°37'S;120°16'E

5,75

22

Maumere

Papua

8°37'S;122°12'E

5,72

160


2.1.2.5. Angin (Bayu) Pada beberapa lokasi di wilayah Indonesia telah dilakukan beberapa kali penelitian dan pengukuran potensi energi angin baik oleh Lembaga Pemerintahan Non Departemen (LAPAN, BMG), Pemerintah Daerah maupun Lembaga/Perusahaan Asing dengan hasil sebagai berikut:

-

Survei dan pengukuran langsung di lokasi; • LAPAN : >120 lokasi di berbagai wilayah Indonesia; • Wind Guard : 12 lokasi (NTT); • Windrock Int : 20 lokasi (NTT); • Soluziona : 3 lokasi (Sulsel dan Jateng); • Nipsa : 2 lokasi (Sumut).

-

Data dari skunder : BMG, WMO, NCDC dan 3 TIER Peta potensi energi angin NTT : Sumba dan Timor (NREL) Berbagai instansi di beberapa lokasi

Secara alamiah potensi energi angin di Indonesia relatif kecil karena terletak di daerah khatulistiwa. Namun demikian ada daerah-daerah yang secara geogras merupakan daerah angin karena merupakan wilayah nozzle effect atau penyempitan antara dua pulau atau daerah lereng gunung antara dua gunung yang berdekatan. Potensi energi angin di Indonesia ditunjukkan pada Tabel 2.5 di bawah ini.

Tabel 2.5 Potensi Energi Angin Indonesia (1/3)

No

Desa/Kecamatan/Kab.

Provinsi

Periode Pengukuran

Kecepatan rata - rata pada elevasi 24m (m/ detik)

Klasifkasi Potensi

1

Ds. Bulak Baru, Kab. Jepara

Jawa Tengah

1995

4,6

Skala Menengah

2

Ds. Karimunjawa, Kab. Jepara

Jawa Tengah

1996

3,6

Skala Menengah

3

Bungaiya, Kab. Selayar

Sulawesi Selatan

1996

4,9

Skala Menengah

4

Stasiun Inderaja Lapan Pare - pare

Sulawesi Selatan

1996

3,53

Skala Menengah

5

Ds. Dongin, Kab. Banggai

Sulawesi Tengah

1996

2,8

Skala Kecil

6

Ds. Bulungkobit, Kab. Banggai

Sulawesi Tengah

1996

2,2

Skala Kecil

7

Palu

Sulawesi Tengah

1991-1994

2,85

Skala Kecil

8

Ds. Paudean, Kab. Bitung

Sulawesi Utara

1995

2,8

Skala Kecil

9

Ds. Libas, Kab. Minahasa

Sulawesi Utara

1995

3,23

Skala Menengah

10

Dsn. Doropeti, Kab. Dompu

NTB

1995

3,7

Skala Menengah

11

Ds. Bajo Pulau, Kab. Bima

NTB

1995

3,7

Skala Menengah

12

Ds. Sambela, Kab. Lombok Timur

NTB

1995

4,5

Skala Menengah

13

Dsn. Tember, Kab. Lombok Timur

NTB

1995

4,4

Skala Menengah

14

Dsn. Selayar, Kab. Lombok Timur

NTB

1995

3

Skala Menengah

15

Dsn. Gilgede, Kab. Lombok Barat

NTB

1995

4,95

Skala Menengah

16

Dsn. Nangadoro, Kab. Dompu

NTB

1995

4,3

Skala Menengah

17

Ds. Pai, Kab. Bima

NTB

1996

3,7

Skala Menengah

18

Ds. Kute, Kab. Lombok Tengah

NTB

1996

3,1

Skala Menengah


161

Potensi dan Pemanfaatan Sumber Daya Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi Tabel 2.5 Potensi Energi Angin Indonesia (2/3) Kecepatan rata - rata pada elevasi 24m (m/ detik)

Klasifkasi Potensi

No

Desa/Kecamatan/Kab.

Provinsi

Periode Pengukuran

19

Ds. Sajang, Kab. Lombok Timur

NTB

1996

3,3

Skala Menengah

20

Nangabalang, Kab. Manggarai

NTT

1995

3,3

Skala Menengah

21

Ds. Nangalili, Kab. Manggarai

NTT

1996

4,5

Skala Menengah

22

T.N. Komodo, Kab. Manggarai

NTT

1995

3

Skala Menengah

23

Ds. Pasir Putih, Kab. Manggarai

NTT

1995

3,5

Skala Menengah

24

Ds. Maubesi, Kab. Kupang

NTT

1996

4,1

Skala Menengah

25

Ds. Palakahembi, Kab. Sumba Timur

NTT

1996

4,84

Skala Menengah

26

Ds. Watumbelar, Kab. Sumba Timur

NTT

1996

2,86

Skala Kecil

27

Ds. Sibowuli, Kab. Ngada

NTT

1996

3,2

Skala Menengah

28

Dsn. Ujung, Kab. Manggarai

NTT

1996

3,4

Skala Menengah

29

Dsn. Papanggarang, Kab. Manggarai

NTT

1996

2,8

Skala Kecil

30

Waingapu

Irja

1991-1994

2,6

Skala Kecil

31

Ds. Kaimbulawa, Kab. Buton

Sulawesi Tenggara

1996

3,95

Skala Menengah

32

Ds. Gerak Makmur, Kab. Buton

Sulawesi Tenggara

1996

2,81

Skala Kecil

33

Ds. Kalasuge, Sangihe-Talaud

Sulawesi Utara

1996

3,2

Skala Menengah

34

Ds. Kamangge, Sumba Timur

NTT

1996

4,01

Skala Menengah

35

Ds. Parang, Jepara

Jawa Tengah

1996

6

Skala Besar

36

Ds. Jorang, Tana Laut

Kalimantan Selatan

1996

2,3

Skala Kecil

37

Ds. Semaras, Kota Baru

Kalimantan Selatan

1996

2,2

Skala Kecil

38

Ds. Masebewa, Sikka

NTT

1996

3,1

Skala Menengah

39

Tomenas, Timor Tengah Selatan

TB

1996

6,7

Skala Besar

40

Netpala

TTS

1996

5,3

Skala Menengah

41

Oil Bubuk

TTS

1996

7,5

Skala Besar

42

Sakteo

TTS

1996

6,4

Skala Besar

43

Oesao, Kupang

NTT

1996

3,1

Skala Menengah

44

Hansisi, Kupang

NTT

1996

4,2

Skala Besar

45

Unkris (Rote)

NTT

1996

6

Skala Menengah

46

Mondu

NTT

1996

4,6

Skala Menengah

47

Tuak Luba

NTT

1996

3,6

Skala Menengah

48

Nusa

NTT

1996

4,3

Skala Menengah

49

Paipaha, Sumba Timur

NTT

1996

3,3

Skala Menengah

50

Wala Kiri

NTT

1996

4,8

Skala Menengah

51

Napu

NTT

1996

5,2

Skala Menengah

162


2.1.2.6.

Gerakan dan Perbedaan Suhu Lapisa n L aut (Samudera)

Indonesia adalah salah satu negara di dunia yang memiliki wilayah laut terbesar. Sekitar dua per tiga wilayah Indonesia adalah laut. Indonesia memiliki pantai kedua terpanjang di dunia setelah Kanada. Panjang pantai Indonesia sekitar 80.000 Km dan luas lautnya adalah sekitar 52 juta km2. Gelombang tercipta terutama akibat hembusan angin di permukaan laut. Selama ada perbedaan suhu udara di suatu daerah dengan daerah lainnya akan menimbulkan angin yang membentuk gelombang jika melewati laut. Kekuatan gelombang bervariasi ditiap lokasi. Dari gambar peta gelombang dunia (Electric Power Research Institute), daerah samudera Indonesia sepanjang pantai selatan Jawa sampai Nusa Tenggara adalah lokasi yang memiliki potensi energi gelombang cukup besar berkisar antara 10 – 20 kW per meter gelombang. Bahkan beberapa penelitian menyimpulkan bahwa energi gelombang di beberapa titik di Indonesia bisa mencapai 70 kW/m di beberapa lokasi. Karakteristik energi gelombang sangat sesuai untuk memenuhi kebutuhan energi kota-kota pelabuhan dan pulau-pulau terpencil di Indonesia. Sayangnya, pengembangan teknologi pemanfaatan energi gelombang di Indonesia saat ini masih belum optimal namun cukup menjanjikan. Berdasarkan data tersebut di atas, dapat diketahui bahwa pantai barat Pulau Sumatera bagian selatan dan pantai selatan Pulau Jawa bagian barat berpotensi memiliki energi gelombang laut sekitar 40 kW/m. Meskipun penelitian untuk mendapatkan teknologi yang optimal dalam mengkonversi energi gelombang laut masih terus dilakukan, saat ini, ada beberapa alternatif teknologi yang dapat dipilih. Alternatif teknologi yang diprediksikan tepat

Gambar 2.4 Rata-rata kekuatan gelombang tahunan (kW/m) dikembangkan di pesisir pantai selatan Pulau Jawa adalah Teknologi Tapered Channel (Tapchan). Balai Pengkajian Dinamika Pantai (BPDP) Badan Pengkajian dan Penerapan Teknologi (BPPT) Yogyakarta melalui riset sejak tahun 2003 telah mampu mengembangkan pemanfaatan energi gelombang laut sebagai sumber alternatif energi listrik. Dengan teknologi OWCS, BPDP-BPPT telah membangun prototipe di pantai Parangracuk, Baron, Gunung Kidul, DIY dan berhasil memperoleh potensi daya sebesar 522 watt. Kegiatan pengembangan dan penelitian teknologi pemanfaatan energi gelombang masih terus dilakukan oleh kalangan peneliti dan akademisi. Beberapa penelitian untuk meningkatkan daya pada sistem konversi energi gelombang laut jenis cavity resonator dengan memodikasi bentuk tabung silindernya. Hasil penelitian menunjukkan bahwa apabila periode gelombang diperbesar, maka tekanan udara yang terjadi di orice (lubang kecil diatas tabung) menjadi cukup signikan yaitu rata-rata sekitar 40% lebih besar dari sebelumnya. Selanjutnya jika tinggi gelombang diperbesar maka tekanan yang terjadi menjadi besar signikan yaitu rata-rata sekitar 200%. Bagaimanapun


163

Potensi dan Pemanfaatan Sumber Daya Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi juga pengembangan teknologi pembangkitan listrik dari energi gelombang masih tertinggal 10 sampai 20 tahun dibelakang pengembangan teknologi pembangkitan energi terbarukan lainnya seperti mikro hidro maupun surya. Peningkatan esiensi dan kapasitas pembangkitan harus terus dilakukan. Sampai saat ini, pemanfaatan energi gelombang yang sudah diaplikasikan di Indonesia baik oleh lembaga litbang (BPPT, PLN) maupun institusi pendidikan lainnya, baru pada tahap penelitian dengan kapasitas beberapa kW. Energi pasang surut di wilayah Indonesia terdapat pada banyak pulau. Cukup banyak selat sempit yang membatasinya maupun teluk yang dimiliki masing-masing pulau. Hal ini memungkinkan untuk memanfaatkan energi pasang surut. Saat laut pasang dan saat laut surut aliran airnya dapat menggerakkan turbin untuk membangkitkan listrik. Sampai saat ini belum ada penelitian untuk pemanfaatan energi pasang surut yang memberikan hasil yang cukup signikan di Indonesia. Penelitian pemanfaatan energi pasang surut telah dilakukan oleh beberapa negara antara lain Perancis, Rusia, Amerika Serikat, dan Kanada sejak tahun 1920. Setelah lebih dari 40 tahun, pada tahun 1966 pembangkit energi listrik berkekuatan 240 MW yang digerakkan oleh tenaga pasang surut berhasil dibangun oleh Perancis di pantai Estuari Rance (La Rance), diikuti oleh Rusia di Murmansk, Lumboy, Tae Menzo Boy, dan the Thite Sea. Tidak jauh dari Indonesia, ada Australia yang memanfaatkannya di

Kimberly Berdasarkan estimasi kasar jumlah energi pasang surut di samudera seluruh dunia adalah 3.106 MW. Khusus untuk Indonesia beberapa daerah yang mempunyai potensi energi pasang surut adalah Bagan Siapi-api, yang pasang surutnya mencapai 7 meter, Teluk Palu yang struktur geologinya merupakan patahan (Palu Graben) sehingga memungkinkan gejala pasang surut, Teluk Bima di Sumbawa (Nusa Tenggara Barat), Kalimantan Barat, Papua, dan pantai selatan Pulau Jawa, karena pasang surutnya bisa lebih dari lima meter. Untuk lautan di wilayah Indonesia, potensi termal 2,5 x 1.023 Joule dengan esiensi konversi energi panas laut sebesar tiga persen dapat dihasilkan daya sekitar 240.000 MW. Potensi energi panas laut yang baik terletak pada daerah antara 6-9° lintang selatan dan 104-109° bujur timur. Di daerah tersebut pada jarak kurang dari 20 km dari pantai didapatkan suhu rata-rata permukaan laut di atas 28°C dan didapatkan perbedaan suhu permukaan dan kedalaman laut (1.000 m) sebesar 22,8°C. Sedangkan perbedaan suhu rata-rata tahunan permukaan dan kedalaman lautan (650 m) lebih tinggi dari 20°C. Dengan potensi sumber energi yang melimpah, konversi energi panas laut dapat dijadikan alternatif pemenuhan kebutuhan energi listrik di Indonesia. Tidak jauh berbeda dengan energi pasang surut, energi panas laut di Indonesia juga baru mencapai

Gambar 2.5 Pola arus laut di Perairan Indonesia kondisi pasang purnama pada saat pasang tertinggi Sumber : Safwan, dkk. 2006

164


tahap penelitian (pendataan potensi dan studi kelayakan) yang dilakukan oleh beberapa peneliti antara lain oleh Prof. Dr, Safwan Hadi dan Dr. Totok Suprijo dari Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian (ITB), Prof. Dr. Ir. Bonar P. Pasaribu dari Departemen Ilmu dan Teknologi kelautan (IPB), dan Dr. Donny Achiruddin dari Universitas Persada Indonesia, yang saat ini sedang melakukan penelitian bersama (joint research) dengan Universitas Saga, Jepang, dan akan merealisasikan hasil penelitiannya dalam pilot project yang didanai oleh Pemerintah Jepang. Berdasarkan pola arus di perairan Indonesia pada kondisi pasang purnama, saat pasang tertinggi (kecepatan arus laut maksimum) dan pada kondisi pasang perbani, saat surut terendah (kecepatan arus laut minimum), diketahui bahwa secara umum kecepatan arus yang ada tidak terlalu besar, kecuali pada daerah Selat Bali, Selat Lombok dan Selat Makassar. Saat ini pemanfaatan arus laut untuk pembangkitan tenaga listrik sudah sampai pada tahap implementasi (pilot project) oleh Tim T-les dari ITB dan Dr. Erwandi dari Laboratorium Hidrodinamika Indonesia, BPPT dan BRKP Kementerian Kelautan dan Perikanan. TimT-Files ITB telah merancang turbin hidrokinetik jenis gorlov helical dan saat ini telah berhasil diujicobakan di Nusa

Penida, Bali pada akhir Juli 2009 dengan kapasitas 5 kW (bekerjasama dengan Balitbang KESDM). Sementara BPPT dan BRKP-KKP bekerja sama dengan PT. Kobold Nusa (perusahaan patungan antara Ponte di Archimede (PdA), Italia dan PT. Walinusa Energi) akan membangun turbin arus laut dengan kapasitas 20 kW di Selat Lombok. Diharapkan proyek ini akan selesai pada pertengahan tahun 2011. 2.1.3. Potensi Konservasi Energi Kebijakan utama di sektor energi selain diversikasi energi adalah konservasi energi. Hal ini sejalan dengan perubahan paradigma pengelolaan energi yang baru yaitu Demand Side Management yang mengutamakan peningkatan esiensi pada pengguna energi. Indonesia termasuk negara yang masih boros dalam penggunaan energi, hal ini dapat dilihat dari angka elastisitas energi yang masih lebih besar dari 1. Kondisi ini menunjukkan bahwa potensi peningkatan esiensi energi masih sangat tinggi. Potensi konservasi energi dibagi berdasarkan empat kelompok pengguna energi yaitu kelompok industri, komersial, transportasi, dan rumah tangga. Data potensi konservasi energi di semua kelompok pengguna energi dapat dilihat pada Tabel 2.6.

Gambar 2.6 Pola arus laut di perairan Indonesia kondisi pasang perbani pada saat surut terendah Sumber : Safwan, dkk. 2006


165

Potensi dan Pemanfaatan Sumber Daya Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi

Gambar 2.7 Rancangan turbin arus laut Tim T-Files ITB

Gambar 2.8 Rancangan marine turbine farm BPPT Tabel 2.6 Potensi dan Target Penghematan Energi pada Kelompok Pengguna Energi Potensi Penghematan Energi

Porsi Konsumsi Energi Final

Industri

15-30%

49%

5%

7%

8%

20%

9.80%

Komersial

10-30%

4%

3%

7%

5%

15%

0.60%

Transportasi

20-35%

30%

8%

7%

9%

24%

3.40%

Rumah Tangga

20-30%

13%

5%

10%

11%

26%

3.40%

Lain - lain

25%

4%

0%

0%

0%

0%

0%

Total

29%

100%

5.6%

7.1%

8.3%

21%

21%

Sektor

166

Target Konservasi Energi (2010-15)


(2016-20)

(2021-25)

Sektoral (2025)

Total (2025)

1. Potensi di Sektor Industri Dari keseluruhan kelompok pengguna energi, pengguna energi terbesar adalah kelompok industri yang mencapai 40% dari total konsumsi energi. Pada tahun 2006-2009, JICA bekerjasama dengan Kementerian ESDM telah melakukan studi audit energi di sektor industri dan diperoleh hasil bahwa total konsumsi energy adalah 27 Juta TOE per tahun, dengan potensi penghematan energi sebesar 18%, hal ini tampak pada Tabel 2.11. Penghematan ini sebesar 5 Juta TOE atau setara 58 TWh per tahun. Apabila penghematan ini berhasil dilakukan maka akan sama halnya dengan menunda pembangunan pembangkit listrik sebesar 58 TWh / (24 X 365) = 6.600 MW.

Tabel 2.7 Potensi Penghematan Energi di beberapa Industri

listrik. Bahan bakar minyak yang pada tahun 2000 memasok kebutuhan energi di sektor komersial ini sekitar 50%, kini pangsanya mulai menurun hingga pada tahun 2008 hanya sebesar 26%. Energi listrik yang dalam 10 tahun terakhir ini meningkat hampir 2 kali lipat, posisinya saat ini menggantikan penggunaan bahan bakar minyak yang menurun dari tahun ke tahun. Dengan demikian, penghematan listrik di sektor komersial, akan memberi dampak yang cukup besar dalam penurunan konsumsi energi nasional. Besar potensi penghematan energi Sektor Komersial dapat dilihat pada Tabel 2.8.

Potensi Penghematan Energi (%) No

Industri

Tanpa/ Biaya Investasi Rendah

Total

Biaya Investasi Sedang

Biaya Investasi Tinggi

1

Makanan

13-15

5

5

5

2

Besi dan Baja

11-32.

10

5

13

3

Tekstil

20-35

10

5

15

4

Semen

15-22

5

5

8

5

Gelas dan Keramik

10-20.

5

5

5

6

Kertas dan Pulp

10-20.

5

5

5

7

Petrokimia

12-17.

5

5

5

Sumber : Hasil Audit Energi JICA, DJLPE,Kementerian Perindustrian, 2006 - 2009

Tabel 2.8 Potensi Penghematan Energi Sektor Komersial

Potensi Penghematan Energi No

Bangunan Gedung

Tanpa/Biaya Investasi Rendah

Biaya Investasi Sedang

Biaya Investasi Tinggi

1

Hotel

5

5

8

2

Rumah Sakit

5

5

10

3

Pertokoan (Mall)

5

5

10

4

Gedung Perkantoran Swasta

5

10

12

5

Gedung Perkantoran Pemerintah

5

10

16

Sumber : Hasil Audit Energi DJLPE dan JICA, 2006 – 2009

2.

Potensi Konservasi Energi Sektor Komersial Saat ini listrik merupakan jenis energi yang banyak digunakan di sektor komersial, hampir sekitar 70% kebutuhan energi di sektor ini dipasok dari energi

3.

Potensi Konservasi Energi Kelompok Transportasi Penggunaan energi di sektor transportasi hampir seluruhnya (99,9%) dipenuhi oleh pasokan bahan bakar


167

Potensi dan Pemanfaatan Sumber Daya Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi minyak yang jumlahnya meningkat dengan tajam dari tahun ke tahun. Sebagai gambaran bahwa dalam 10 tahun terakhir pemakaian bahan bakar minyak di sektor transportasi melonjak sebanyak 1,5 kali lipat.

• Angkutan barang menggunakan kereta api dan kapal belum optimal • Disiplin berlalulintas masih rendah, sehingga menyebabkan kemacetan • Kendaraan umum terutama perkotaan masih banyak menggunakan kendaraan tua dan tidak esien serta mengganggu lingkungan • Masih terbatasnya penggunaan kendaraan berteknologi hemat energi (Hybrid Car, mobil listrik), yang dapat menghemat hingga 40% • Berdasarkan target penurunan emisi sektor transportasi sebesar 0,08 G.Ton CO2 di tahun 2025 yang telah ditetapkan oleh Pemerintah, maka target penurunan pemakaian energi yang harus dicapai di sektor transportasi adalah sekitar 25%.

Sektor transportasi yang merupakan pengguna BBM terbesar secara nasional, hanya memberikan sumbangan value added terhadap GDP sangat kecil, yakni Rp. 167,- trilyun (8%). Hal ini merupakan suatu pemborosan nasional, apalagi sektor transportasi merupakan penerima subsidi BBM terbesar. Berdasarkan data di atas, intensitas energi di sektor transportasi adalah 1407 TOE/Juta$ atau setara dengan 156,3 ribu TOE/triliun Rp. Populasi transportasi masih didominasi oleh kendaraan pribadi, terutama untuk jarak dekat (kurang dari 100 km). Beberapa perusahaan transportasi seperti taksi dan bus telah melakukan program hemat energi melalui pengujian gas buang kendaraan agar mempunyai emisi yang rendah. Keterlambatan pembangunan Mass Rapid Transportation (MRT) dan Bus Rapid Transit (BRT) yang disebabkan karena investasi yang tinggi serta transportasi umum perkotaan yang tidak nyaman dan aman, merupakan penyebab masyarakat lebih memilih kendaraan pribadi terutama motor, sehingga penggunaan BBM untuk sektor transportasi tinggi. Potensi konservasi energi di sektor transportasi cukup besar, diperkirakan mencapai 35%. Banyak faktor yang menyebabkan sektor ini tidak esien, antara lain : • Transportasi penumpang masih didominasi kendaraan pribadi. Perbandingan penumpang dengan angkutan umum dan kendaraan pribadi di daerah perkotaan masih berkisar 20 : 80, semetara kondisi yang ideal adalah 60 : 40 • Prasarana jalan di perkotaan masih belum memadai, sebagai contoh diberikan perbandingan kepadatan jalan dengan negara lain : - Jakarta 0,6 km/penduduk, Surabaya 0,4 km/ penduduk, - sedangkan di Tokyo 2 km/penduduk dan Amerika 7 km/ penduduk • Kondisi prasarana jalan banyak yang rusak (jalan nasional : 10%, dan jalan provinsi : 30% ), sehingga menimbulkan kemacetan

168


4.

Potensi Konservasi Energi Sektor Rumah Tangga Data statistik menunjukkan sektor rumah tangga menggunakan energi sebesar 13,17% dari total konsumsi energi nal. Oleh karena itu sektor rumah tangga ini perlu diperhatikan untuk meningkatkan upaya konservasi energinya. Sekitar 47% kebutuhan energi di rumah tangga berasal dari bahan bakar minyak. Selebihnya merupakan jenis energi yang dominan digunakan pada peralatan pemanfaat listrik di rumah tangga seperti : lampu penerangan, TV, AC, kulkas, kipas angin, pompa air, setrika dan lainnya.

Penghematan penggunaan listrik di rumah tangga menjadi fokus pada pelaksanaan Konservasi Energi di sektor rumah tangga, oleh karena dampaknya akan cukup berarti pada penurunan konsumsi energi nasional serta kesiapan pembangunan pembangkit listrik baru. Dari hasil berbagai studi yang pernah dilakukan di sektor rumah tangga, teridentifikasi potensi penghematan listrik yang cukup besar, yakni sekitar 30%. Potensi penghematan listrik ini ditimbulkan oleh karena berbagai hal, antara lain : • Kurang kesadaran pada masyarakat melakukan hemat energi. • Penggunaan peralatan pemanfaat listrik yang belum esien, terutama pada lampu dan AC. • Penetapan harga energi yang belum sesuai dengan tingkat keekonomiannya (saat ini energi listrik dan LPG di sebagian rumah tangga masih disubsidi).

2.2.

S

truktur Industri Energi Baru Terbarukan dan Esiensi Pemanfaatan Energi

Struktur industri Energi Baru Terbarukan menggambarkan proses bisnis dari hulu ke hilir, mulai dari kegeologian terkait dengan sumber dayanya, industri primer yang menghubungkan proses di sisi hulu yaitu eksplorasi dan eksploitasi sampai ke proses hilir yaitu pengolahan, pengangkutan dan

niaga. Di dalam pemanfaatan akhir menggambarkan pemanfaatan komoditi ini untuk berbagai keperluan industri, transportasi, rumah tangga, maupun kebutuhan komersial lain sebagaimana pada gambar 2.13 berikut ini.

Gambar 2.13 Value Chain Industri Energi


169

Struktur Industri Energi Baru Terbarukan dan Esiensi Pemanfaatan Energi Berdasarkan Peraturan Pemerintah Nomor 70 Tahun 2009 tentang Konservasi Energi, pelaksanaan konservasi energi meliputi empat kegiatan, yaitu : - Penyediaan energi - Pengusahaan energi - Pemanfaatan energi - Konservasi sumber daya energi

Mulai dari sumber daya energi hingga pemanfaatan energi terdapat aktivitas konservasi energi yang dapat dilakukan. Rincian aktivitas konservasi energi per tahapan penggunaan energi dapat dilihat pada Gambar 2.14.

Gambar 2.14 Pelaksanaan Konservasi Energi

170


3

THE CLEAN ENERGY INITIATIVE: REDUCING EMISSION FROM FOSSIL FUEL BURNING (REFF-BURN)

Sektor Energi merupakan salah satu sumber dukungan internasional. Untukmemenuhi target ini, utama emisi gas rumah kaca sebagai penyebab iklim Pemerintah Indonesia telah mengembangkan draft global, di samping sektor kehutanan dan limbah. Peraturan Presiden tentang Rencana Aksi Nasional Berdasarkan Komunikasi Nasional Kedua atau Second untuk Mengurangi Emisi Gas Rumah Kaca(Rencana National Communication (SNC) yang diterbitkan Aksi Nasional Pengurangan Emisi Gas Rumah Kaca pada tahun 2009, sektor kehutanan adalah sumber - RAN GRK). RAN GRK terdiri dari strategi nasional terbesar emisi gas rumah kaca nasional dengan untuk mengurangi emisi gas rumah kaca dari sektor emisi sebanyak 1.232 juta ton CO2 dari penggunaan pembangunan terkait. Sektor energi akan memberikan lahan, perubahan penggunaan lahan dan lahan kontribusi sekitar 5,13% dari target ini pada tahun 2020 gambut, diikuti oleh sektor energi dengan Emisi gas atau sekitar ekuivalen 30 juta ton CO2. rumah kaca dari 302 juta ton CO2. Namun, dengan peningkatan penegakan hukum dalam kegiatan hutan, Selain pengembangan energi baru terbarukan dan dengan pertumbuhan konsumsi energi tinggi dan pelaksanaan konservasi energi, industri energi fosil bagi pembangunan ekonomi nasional,sektor energi juga telah mengambil bagian dalam mengurangi emisi diproyeksikan akan menjadi pengemisi gas rumah gas rumah kaca di sektor energi melalui penerapan kaca terbesar di tingkat nasional pada tahun 2030. teknologi energi bersih. Namun, usaha ini tidak Sebagai bagian dari komitmen Indonesia dalam terintegrasi, parsial dan tidak terkoordinasi, khususnya mitigasi emisi gas rumah kaca,Presiden Republik untuk memenuhi pengembangan energi sektor Indonesia dalam pertemuan G20 di Pittsburgh, terhadap mitigasi perubahan iklim. Kementerian Energi Amerika Serikat dan COP 15 UNFCCC di Kopenhagen, dan Sumber Daya Mineral mengembangkan Clean Denmark telah mengeluarkan target nasional untuk Energy Initiative atau Inisiatif Energi Bersih sebagai mengurangi emisi gas rumah kaca sebanyak 26% upaya terpadu dari sektor energi dalam Reducing dari business-as-usual pada tahun 2020 dengan Emission from Fossil Fuel Burning (REFF-Burn). Inisiatif upaya nasional dan selanjutnya dapat mengurangi energi bersih disusun untuk menjawab tantangan ganda menjadi 41% dari skenario business-as-usual dengan yaitu isu energi (energy security) dan isu lingkungan

Gambar 3.1 Value Chain Clean Energy Initiative


171

THE CLEAN ENERGY INITIATIVE : REDUCING EMISSION FROM FOSSIL FUEL BURNING (REFF-BURN) (sustainability) seperti pada gambar 3.1. Energy security menekankan pembangunan yang berorientasi Pro-Job, Pro-Poor, dan Pro Growth. Sedangkan isu lingkungan menekankan pembangungan yang berorientasi pro environment. Inisiatif Energi Bersih akan menghasilkan lebih banyak pasokan energi dengan emisi karbon yang lebih sedikit (more energy, less carbon). Dalam konteks nasional,REFF-Burn akan menjadi Nationally Apropriate Mitigation Actions (NAMAs) sektor energi, sebagai bagian dari RAN GRK. Teknologi REFF-Burn mengatasi emisi GRK di sektor energi melalui 3 (tiga) upaya : 1. Pre-Combustion, dalam bentuk pencegahan penggunaan bahan bakar fosil yang menghasilkan emisi GRK seperti : • Teknologi esien energi • Teknologi energi terbarukan (energi panas bumi, bioenergi, hidro, surya, angin, dan samudera) • Pengurangan fugitive emission 2. During Combustion, yaitu penangkalan emisi GRK pada penggunaan bahan bakar fosil seperti : • Clean Coal Technology (a.l. supercritical, IGCC) • Clean Fuel Technology • Flared Gas Reduction Technology • Penggunaan Energi Bersih (di sektor rumah tangga, komersial, transportasi, dan industri) 3. Post Combustion, yaitu penanggulangan emisi GRK dari penggunaan bahan bakar fosil seperti: • Carbon Capture and Storage (CCS) • Alga • Reklamasi lahan pasca tambang • Pemanfaatan CO2 Mekanisme Energi Bersih untuk inisiatif ini (REFFBurn) akan sesuai tidak hanya dengan Kyoto Protocol (Clean Development Mechanism / CDM), tetapi juga dengan Post Kyoto Protocol (Bilateral Offset Mechanism / BOM). Instrumen kebijakan untuk mendukung implementasi Inisiatif Energi Bersih adalah sebagai berikut : a. Instrumen hukum, undang-undang dan peraturan pelaksanaan yang diperlukan untuk menerapkan energi bersih di setiap subsektor energi

172


b.

c.

d.

Instrumen Fiskal, dalam bentuk insentif dan disinsentif, khususnya untuk stakeholder publik dan swasta untuk menarik keterlibatan stakeholder dalam implementasi energi bersih Instrumen keuangan, seperti disebutkan sebelumnya, penerapan teknologi energi bersih dan program dapat mahal, dan kadang-kadang tidak menarik bagi para investor swasta. Oleh karena itu, Pemerintah harus mengembangkan mekanisme keuangan yang menarik, seperti dana dengan tingkat bunga yang rendah dan dapat diakses oleh investor swasta. Instrumen kelembagaan, meningkatkan koordinasi dan kerjasama dengan instansi terkait, tidak hanya untuk meningkatkan inisiatif energi bersih antar stakeholder energi, tetapi juga para pemangku kepentingan terkait iklim lainnya.

Sebagaimana dalam Nationally Appropriate Mitigation Actions (NAMAs) sektor energi, pendanaan REFF-Burn dapat ditempuh melalui 3 (tiga) mekanisme pendanaan : 1. Dana Nasional (pembiayaan sendiri) dari anggaran pusat dan/atau anggaran daerah, pendaaan sektor swasta, lembaga pendanaan nasional, seperti pendanaan oleh : PT Sarana Multi Infrastruktur (SMI), PT Indonesia Green Investment (PT IGI). 2. Dukungan dana internasional, dalam kerangka pendanaan bilateral dan multilateral sebagai contoh : • Clean Technology Fund (CTF) oleh Bank Dunia (Worldbank) • Climate Change Program Loan (CCPL) yang didukung oleh Worldbank, AFD, JICA • Indonesia’s Climate Change Trust Funds (ICCTF) yang dikoordinasikan oleh Bappenas dan didukung oleh UNDP and donor lainnya • Emission Reduction Investment Programme (ERI) melalui kerjasama bilateral antara KLH dan KFW 3. Mekanisme Energi Bersih untuk REFF-Burn • Dibawah Protokol Kyoto melalui Clean Development Mechanism (CDM) • Diluar Protokol Kyoto melalui Bilateral Offset Mechanism (BOM)

PELUANG DAN TANTANGAN INVESTASI ENERGI BARU, TERBARUKAN DAN KONSERVASI ENERGI

4.1

P

4

eluang Investasi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi

4.1.1 Peluang Investasi Energi Baru

4.1.1.1 Batubara Tercairkan Saat ini Indonesia memiliki cadangan sekitar 60 milyar ton batubara yang terdapat di seluruh Indonesia. Dari sekian banyak itu hampir 85% adalah batubara muda (lignit) atau dengan kata lain batubara dengan kualitas rendah karena 30% berisi kandungan air disamping itu juga mengandung kalori rendah dengan nilai jual murah. Sedang batubara yang berkualitas atau dikenal dengan Black Coal sebagian besar untuk di ekspor.

•

4.1.1.2 Gas Metana Batubara Kebutuhan akan bahan bakar berupa gas alam sangat tinggi dan terus meningkat seiring kebijakan Pemertintah untuk mengurangi pemakaian bahan bakar minyak yang disubsidi. Penggunaan gas alam di dalam negeri terkendala pasokan yang tidak mencukupi karena sebagian besar produksi gas bumi pada umumnya sudah dialokasikan untuk ekspor. Dengan demikian GMB mempunyai peluang yang besar untuk mengisi kekurangan pasokan gas bumi di dalam negeri. Cadangan GMB yang sangat besar tersebut mempunyai potensi untuk dikembangkan sebagai energi baru yang dimanfaatkan langsung seperti gas bumi, atau digunakan sebagai bahan bakar pembangkit tenaga listrik. Pengusahaan GMB sangat menarik bagi investor karena memiliki kelebihan sebagai berikut: • Potensi energi Gas Metana Batubara di Indonesia cukup melimpah dan belum dimanfaatkan secara intensif. • Lapangan BMB di Indonesia memiliki keunggulan teknis untuk dikembangkan. Hal ini dikarenakan reservoir GMB memiliki kedalaman yang dangkal, yaitu 500-1000 meter. Sehingga untuk mengebor sumur GMB hanya memerlukan biaya yang lebih rendah jika dibandingkan dengan mengebor sumur gas konvensional. Selain itu dipermudah juga dengan lokasinya yang berada di daratan. • Teknologi pemanfaatan GMB sudah dikuasai

• •

oleh sumberdaya lokal, dengan mengacu pada eksploitasi gas bumi. GBM merupakan sweet gas dengan kandungan metana hingga 95%, dengan sedikit kandungan karbon dioksida atau nitrogen. Selain itu gas GMB juga tidak mengandung hidrogen sulda (H2S) yang berbahaya atau komponen sulfur lainnya, meskipun berasal dari high-sulfur coal. Hal ini membuat gas GMB memiliki kualitas yang setara dengan gas alam yang telah dimurnikan, sehingga dapat memenuhi standar kualitas pemasaran. GMB sebagai bahan bakar pembangkit listrik merupakan energi baru yang ramah lingkungan. Karena batubara bukanlah termasuk dalam kategori energi bersih maka pembangunan GMB di masa mendatang menjadi sangat strategis dalam penyediaan energi karena GMB termasuk energi bersih dan potensinya cukup besar.

4.1.1.3 Batubara Tergaskan Batubara Tergaskan merupakan sumber energi batubara yang diproses menggunakan teknologi gasikasi batubara. Teknologi gasikasi batubara merupakan teknologi yang sangat populer di dunia, karena mempunyai efisiensi sangat tinggi dan merupakan teknologi yang berwawasan lingkungan. Gasifikasi batubara adalah sebuah proses untuk merubah batu bara padat menjadi produk campuran gas sintetis (syngas) berupa gas karbon monoksida (CO) dan hidrogen (H2), dengan atau tanpa menggunakan pereaksi berupa udara, campuran udara/uap air atau campuran oksigen/uap air. Produk gasikasi batubara berupa campuran syngas dapat digunakan untuk berbagai keperluan. Diantaranya dapat digunakan langsung untuk pembangkit listrik, sebagai bahan bakar gas (pengganti gas alam di industri-industri), untuk menghasilkan bahan bakar transportasi (hidrogen) dan untuk menghasilkan berbagai bahan kimia. Dan yang paling


173

Peluang Investasi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi menarik, dipakai sebagai metode untuk merecoveri karbon melalui CCS (Carbon Capture and Storage).

sumber daya batubara sebesar 104,8 miliar ton, dengan total cadangan 20,98 miliar ton dan produksi 0,254 miliar ton. Proses gasikasi batubara mempunyai prospek Sumber daya ini sebagian besar berada di yang sangat baik di masa mendatang dalam Kalimantan yaitu sebesar 61 %, di Sumatera sebesar menggantikan peran minyak bumi, baik sebagai 38 % dan sisanya tersebar di wilayah lain. Menurut bahan bakar gas maupun bahan bakar cair. Proses jenisnya dapat dibagi menjadi lignite sebesar 58.6 %, gasikasi Batubara merupakan salah satu upaya untuk sub-bituminous sebesar 26.6 %, bituminous sebesar memanfaatkan batubara kualitas rendah dengan 14.4 % dan sisanya sebesar 0.4 % adalah anthracite. proses teknologi bersih (clean coal technology), sehingga akan dihasilkan produk gas dengan Banyaknya sumber batubara di Indonesia, kandungan emisi yang rendah. membuat cadangan batubara tersebut dapat dipergunakan untuk bahan bakar gas maupun untuk Gasifikasi batubara di Indonesia sangat pembangkit listrik melalui proses gasikasi batubara. Untuk Indonesia, teknologi gasikasi batubara telah berpeluang untuk dijadikan sebagai penghasil energi alternatif. Karena harga batubara di pasar dunia relatif dilakukan pada tahap penelitian dan pengembangan, stabil, dan aman untuk ditransportasikan dan disimpan. diantaranya oleh Puslitbang Tekmira–ESDM dan Alasan lain yang mendukung adalah produk dari BPPTeknologi, bekerjasama dengan pihak dalam gasikasi batubara yang berkalori rendah (sekitar 4.500 maupun luar negeri. kkal) dapat menghasilkan bahan bakar gas sintetis. Selain itu, dapat juga menggunakan batubara muda 4.1.1.4 Peluang Investasi Energi Nuklir (menurut data sekitar kurang lebih 58,6% batubara di Bila melihat peran PLTN sebagai salah satu Indonesia adalah batubara muda) dan yang tidak kalah pemasok energi sebesar 16% dari listrik dunia pentingnya gasikasi batubara merupakan teknologi menunjukkan bahwa energi nuklir adalah sumber yang ramah lingkungan. energi potensial, berteknologi tinggi, berkeselamatan Sesuai Peraturan Pemerintah RI No. 5 tahun 2006 handal, ekonomis, dan berwawasan lingkungan, tentang Kebijakan Energi Nasional menyebutkan serta merupakan sumber energi alternatif yang layak bahwa akan menaikkan pangsa penggunaan batubara untuk dipertimbangkan dalam Perencanaan Energi dari 15,7% menjadi sekitar 33% pada tahun 2025. Jadi Jangka Panjang bagi Indonesia guna mendukung batubara telah diproyeksikan sebagai sumber energi pembangunan yang berkelanjutan. utama pengganti BBM di Indonesia sampai tahun Saat ini ekplorasi uranium sebagai bahan bakar 2025 terutama untuk pembangkit listrik. Oleh karena nuklir di Indonesia belum dilakukan secara maksimal. itu perlu dikembangkan pembangkit listrik yang ramah Baru 2 lokasi potensial yang sudah dieksplorasi, yaitu lingkungan melalui clean coal technology diantaranya di daerah Kalan Kalimantan Barat sebesar 34.112 adalah dengan teknologi gasikasi batubara. Di ton dan di daerah Kawat Kalimantan Timur sebesar samping itu, juga untuk mendukung visi 25/25 dari 10.000 ton. Kira-kira jumlah ini dapat digunakan untuk Direktorat Jenderal Energi Baru dan Terbarukan dan membangkitkan 1000 MWe PLTN selama 170 tahun, Konservasi Energi yaitu bahwa pada tahun 2025 Energi atau 4000 MWe PLTN selama 40 tahun. Masih banyak Baru dan Terbarukan diharapkan akan berkontribusi daerah lain di Indonesia dari Sabang sampai Merauke sebesar 25% dari total bauran energi nasional. yang mempunyai potensi yang cukup besar. Untuk Energi baru dan terbarukan tersebut termasuk energi itu perlu dilakukan peningkatan eksplorasi mineral batubara tergaskan dan diharapkan akan dapat Tabel 4.1 berkontribusi sekitar Tahap Pengembangan Energi Hidrogen 0,65% dari total kebutuhan energi atau sekitar 18,5 j u t a S B M. ba tu ba r a 2011-2015 2015-2020 2020-2025 t e r g a s k a n m e m i l i k i Pasar 1000 MW on grid 4000 on grid potensi yang menjanjikan 2600 juta $; 2,6 ribu$/kWh; 10.400 juta $; 2,6 ribu $/kWh; Investasi dan untuk dikembangkan Harga 0,06 $/kWh (base year $ 2010) 0,06 $/kWh (base year $ 2010) mengingat Indonesia PLTN 1000 MW PLTN 4000 MW Produk mempunyai cadangan Proven Technology Proven Technology batubara yang sangat Teknologi Infrastruktur dan Implementasi Sistem Pembangkit dan berlimpah. Pada tahun Litbang Studi kelayakan PLTN proyek PLTN operasi PLTN 2008, tercatat bahwa

174


uranium dan bahan bakar nuklir lainnya di wilayah Indonesia untuk mengetahui ketersediaan cadangan sumber daya energi nuklir nasional jangka panjang.

bakar transportasi, maka perlu dibangun plant dengan total kapasitas produksi sekitar 257.000 ton gas H2. Sedangkan menurut Achiar Oemry peneliti Puslit Fisika LIPI, gambaran harga hidrogen saat ini dalam skala produksi US$3,5 per kilogram. ''Untuk satu kilogram hidrogen sama dengan empat liter bensin. Namun dalam perkembangannya harga akan diturunkan menjadi US$1,5. Artinya harga hidrogen tidak sampai US$1 seperti harga premium saat ini di pasar internasional. Tahap pengembangan energi hidrogen ditunjukkan pada Tabel 4.2 berikut.

4.1.1.5 Peluang Investasi Hidrogen Hidrogen merupakan gas diatomik yang sangat mudah terbakar dan merupakan unsur kimia yang teringan di dunia. Pada suhu dan tekanan standar, hidrogen tidak berwarna, tidak berbau, bersifat nonlogam, bervalensi tunggal. Gas hidrogen biasanya dihasilkan secara industri dari berbagai senyawa Tabel 4.2 hidrokarbon seperti metana Tahap Pengembangan Energi Hidrogen melalui steam reforming. Gas hidrogen juga dapat 2011-2015 2015-2020 2020-2025 dihasilkan dari air melalui 100.000 ton untuk 257.000 ton untuk 10.000 ton untuk transportasi proses elektrolisis, namun Pasar transportasi transportasi proses ini secara komersial 2.091,8 Juta USD, 133,23 Juta USD, harga 1.199,1 Juta USD, harga lebih mahal daripada harga gas H2 1,5 USD/ gas H2 3,5 USD/kg, harga produksi hidrogen dari Investasi dan harga gas H2 3,5 USD/kg, harga kg, harga batubara 50 batubara 50 USD/ton batubara 50 USD/ton USD/ton gas alam. Saat ini telah d i k e m b a n g k a n j u g a Produk Bahan bakar gas H2 Bahan bakar gas H2 Bahan bakar gas H2 produksi hidrogen dari Teknologi Fluidized Bed Fluidized Bed Fluidized Bed gasifikasi batubara. Gas Survey lapangan, Feasibility Heat exchanger, hidrogen selain digunakan Litbang study, demo plant, sistem Sistem plant produksi mekanika uida kontrol, perpipaan, proses untuk bahan baku di industri kimia, juga dapat digunakan sebagai bahan bakar transportasi dan fuel cell. Teknologi gasifikasi untuk produksi bahan bakar gas hidrogen pada tahun 2025 diharapkan Energi hidrogen merupakan sumber energi akan memberikan kontribusi sebesar 0,21% dalam bersih, terbilang senyawa yang tidak begitu berbahaya, bauran energi nasional. Dalam implementasinya karena dengan kemampuannya yang cepat menguap perlu dibangun plant dengan total kapasitas produksi di udara, reaksi pembakarannya relatif lebih lambat rata-rata 17.133,3 ton/tahun dan memberikan dampak dibandingkan bensin. Yang paling menarik, bahan positif terhadap pembangunan berkelanjutan dengan bakar hidrogen sama sekali tidak memberi kontribusi total pengurangan emisi rata-rata 299.953,2 ton CO2 terhadap efek rumah kaca. per tahun. Sedangkan dampak positif pada aspek Pengembangan energi hidrogen dapat dilakukan sosial ekonomi adalah tersedianya lapangan pekerjaan menggunakan teknologi gasikasi batubara. Mengingat sehingga pengangguran dapat diperkecil. cadangan batubara Indonesia sangatlah melimpah dan sebagian besar merupakan batubara kualitas Pendanaan pembangunan industri teknologi rendah. Untuk memanfaatkan dan mengoptimalkan gasikasi untuk produksi bahan bakar gas disamping pemanfaatan batubara perlu dikembangkan suatu berasal dari pemerintah, sangat diharapkan juga peran teknologi yang bersih atau biasa disebut clean coal swasta maupun koperasi. Pemerintah berkontribusi technology melalui proses gasikasi batubara. Di secara tidak langsung dengan memberikan subsidi Indonesia, pengembangan teknologi gasifikasi tarif dan kredit investasi yang ditetapkan melalui batubara untuk memproduksi bahan bakar gas feed in tariff dan insentif pendanaan. Sedangkan hidrogen perlu dikembangkan. Karena bahan bakar pihak swasta ataupun koperasi diharapkan dapat hidrogen merupakan bahan bakar bersih, yang menyediakan modal secara langsung untuk membiayai ramah lingkungan karena tidak mengeluarkan emisi pembangunan industri teknologi gasikasi untuk gas CO2. Dan pada tahun 2025 diharapkan akan produksi gas hidrogen tersebut. Total investasi yang memberikan kontribusi sebesar 0,21% dalam bauran diperlukan sekitar 228,2 Juta USD/tahun. energi nasional atau setara dengan 6 Juta SBM. Bila dalam implementasinya diperuntukkan untuk bahan


175

Peluang Investasi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi 4.1.2 Peluang Investasi E nergi Terbarukan

4.1.2.1 Panas Bumi Panas bumi dapat dimanfaatkan secara langsung dan tidak langsung. Pemanfaatan secara langsung, antara lain sebagai pengering hasil pertanian, sterilisasi media tanam jamur, dan pemandian air panas untuk pariwisata. Sedangkan pemanfaatan tidak langsung, uap panas bumi dapat dikonversi menjadi listrik. Sumber daya panas bumi ditentukan dengan menggunakan teknik-teknik geologi, geokimia dan geosika. Pengeboran sumber daya energi panas bumi diadaptasi dari industri perminyakan. Sistem pembangkit listrik tenaga panas bumi, memanfaatkan uap air bertekanan tinggi yang bersumber dari reservoir bawah tanah yang dipanaskan oleh magma di perut bumi di sekitar reservoir tersebut.

Fluida panas bumi yang telah dikeluarkan ke permukaan bumi mengandung energi panas yang akan dimanfaatkan untuk menghasilkan energi listrik. Hal ini dimungkinkan oleh suatu sistem konversi energi uida panas bumi yang mengubah energi panas dari uida menjadi energi listrik. Fluida panas bumi bertemperatur tinggi (>225o C) (geothermal power cycle) telah lama digunakan di beberapa negara untuk pembangkit listrik, namun beberapa tahun terakhir ini perkembangan teknologi telah memungkinkan digunakannya uida panas bumi bertemperatur sedang (150- 225 C) untuk pembangkit listrik. Pembangkit Listrik Tenaga Panas bumi (PLTP) pada prinsipnya sama seperti Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU), hanya pada PLTU uap dibuat di permukaan menggunakan boiler, sedangkan pada PLTP uap berasal dari reservoir panas bumi. Apabila uida di kepala sumur berupa fasa uap, maka uap tersebut dapat dialirkan langsung ke turbin, dan kemudian turbin akan mengubah energi panas bumi menjadi energi gerak yang akan memutar generator sehingga dihasilkan energi listrik. Di Indonesia, pembangkit listrik yang menggunakan sistem dry steam yaitu di PLTP Kamojang (Pertamina) dan Lapangan Darajat (Amoseas Ltd). Uap yang dihasilkan di daerah tersebut adalah uap kering

yang mempunyai kisaran temperatur reservoir sekitar 240o Celsius. Uap air bertekanan tersebut dibelokan ke arah turbin uap dan memutar generator seperti halnya pada PLTU. Pembangkit listrik dengan sistem wet steam harus menggunakan separator untuk memisahkan uap dengan airnya. Uap tersebut akan dialirkan ke turbin untuk menggerakkan generator dengan air yang tidak terpakai masuk kembali ke reservoir melalui injection well. PLTP juga dapat dibuat dengan skala kapasitas kecil, yaitu untuk lokasi dengan kandungan panas atau cadangan relatif kecil, namun mempunyai suhu yang cukup tinggi, bisa digunakan untuk pembangkit listrik berskala kecil dengan kapasitas terpasang antara 15 MW. PLTP dapat dibangun mengikuti permintaan beban listrik. PLTP skala kecil dibangun menggunakan pendekatan modular yang dapat mengurangi biaya konstruksi dan dapat ditempatkan dekat ke sumur sehingga keseluruhan proyek mempunyai dampak lingkungan yang minimal. Panas bumi memiliki potensi yang sangat besar sebagai sumber energi untuk pembangkitan listrik di Indonesia. Dibandingkan dengan sumber energi lainnya, energi panas bumi memiliki beberapa keunggulan dan peluang untuk dikembangkan di Indonesia, yaitu antara lain : • Potensi panas bumi di Indonesia menduduki peringkat tertinggi dari total potensi panas bumi dunia, potensi ini dapat menjadikan Indonesia sebagai di bidang panas bumi yang dapat menjadi pusat perhatian bagi investasi, SDM dan teknologi. • Kompetensi SDM dan kemampuan teknologi nasional selama lebih dari 25 tahun pengembangan panas bumi dapat menjadi modal dalam pemanfaatan panas bumi di Indonesia. • Sumber daya panas bumi merupakan sumber energi terbarukan sehingga pemanfaatannya bisa berkelanjutan, dapat menggantikan kebutuhan bahan bakar fosil dan memperkuat keamanan energi nasional. • Tekanan global mengenai lingkungan hidup mendorong pengembangan pemakaian

Tabel 4.3 Rencana Pengembangan PLT Panas Bumi Tahun

Unit

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2020

2025

Kapasitas

MW

1.189

1.209

1.374

1.814

3.351

4.051

7.788

12.332

Produksi

GWh

9.303

9.445

10.684

14.105

26.057

31.500

54.578

86.423

Investasi

Juta $

279

996

1.666

2.467

2.417

4.572

7.788

11.099

Biaya produksi Pengurangan emisi Rumah Terlistriki

Juta $

857

1.250

1.644

2.038

2.431

2.825

4.366

6.050

Ton CO2

991.620

1.447.450

1.903.281

2.359.111

2.814.942

3.270.772

6.129.156

9.705.284

buah

924.778

940.333

1.068.667

1.410.889

2.606.333

3.150.778

6.057.333

9.591.556

Sumber : RIPEBAT 2010 - 2025

176


•

energi terbarukan, salah satunya adalah panas bumi. Komitmen dunia sesuai dengan Kyoto Protocol untuk mengurangi emisi CO2 dapat dimanfaatkan pembangkit listrik tenaga panas bumi untuk mengurangi emisi yang signikan hingga tahun 2020. Selain itu pembangunan pembangkit listrik tenaga panas bumi berpeluang untuk mendapatkan dana karbon kredit. Lokasi potensi panas bumi dapat dikembangkan menjadi daerah wisata alam dan pendidikan. Sebagian uap atau sisa buangan panas dapat digunakan untuk pemanas air kolam renang dan kebutuhan atraksi wisata lainnya.

4.1.2.2. Aliran dan Terjunan Air Pembangkit Listrik Tenaga Mini/Mikro Hidro (PLTMH) adalah contoh pembangkit listrik tenaga air jenis run off river dimana head diperoleh tidak dengan cara membangun bendungan besar, tetapi dengan mengalihkan sebagian aliran air sungai ke salah satu sisi sungai dan menjatuhkannya lagi ke sungai yang sama pada suatu tempat dimana head yang diperlukan sudah diperoleh. Melalui pipa pesat, air diterjunkan untuk memutar turbin dan menggerakan poros generator. Semakin tinggi jatuhan air (head) maka semakin besar energi potensial air yang dapat diubah menjadi energi listrik.

PLTMH adalah pilihan utama penyediaan listrik dan sangat populer untuk menyediakan listrik di wilayah perdesaan terpencil yang memiliki sumber energi hidro. Teknologi PLTMH sudah dikuasai oleh tenaga ahli lokal, dan sebagian besar mesin dan peralatan instalasi sudah bisa diproduksi oleh pabrikan dalam negeri. Dibandingkan dengan sistem pembangkit listrik energi terbarukan lainnya, biaya investasi dan operasi PLTMH sangat murah. Sudah banyak contoh instalasi PLTMH yang dibangun sendiri oleh masyarakat lokal, dimiliki, dan dikelola sendiri secara berkelanjutan oleh masyarakat lokal. Selain itu biaya produksi listrik PLTMH cukup murah sehingga dapat dijual dengan harga yang kompetitif ke grid PLN atau konsumen lainnya. Pembangkit listrik tenaga air sistem run off river dengan kapasitas daya kurang dari 10MW dapat dijual ke grid PLN yang diatur dalam Peraturan Menteri Energi Dan Sumber Daya Mineral Nomor 31 Tahun 2009, Tentang Harga Pembelian Tenaga Listrik oleh PT PLN (Persero) dari Pembangkit Tenaga Listrik yang Menggunakan Energi Terbarukan Skala Kecil dan Menengah atau Kelebihan Tenaga Listrik. Kebijakan tersebut bertujuan untuk meningkatkan peran swasta dalam untuk penyediaan tenaga listrik

untuk meningkatkan kemampuan penyediaan tenaga listrik nasional. Selain dari itu Undang-Undang Nomor 30 Tahun 2007 tentang Energi juga menetapkan pengusahaan pembangkit energi terbarukan dapat memperoleh insentif dari pemerintah. Teknologi PLTMH adalah pilihan teknologi utama pembangkit listrik untuk daerah yang memiliki potensi tenaga hidrolik air. Harga pokok produksi listrik yang dibangkitkan PLTMH sangat kompetitif dibandingkan dengan teknologi pembangkit lainnya. Selain itu teknologi PLTMH sudah dikuasai oleh ahli dan manufaktur lokal dan harganya sangat kompetitif dibandingkan produk import. Manufaktur turbin lokal saat ini sudah dapat menyediakan turbin untuk head rendah (turbin propeller) hingga head tinggi (turbin pelton), dengan kapasitas mulai dari 100 W hingga 1MW. Pada awalnya PLTMH banyak digunakan untuk menyediakan listrik di wilayah terpencil dan belum terjangkau jaringan listrik PLN. Biaya investasi umumnya berasal dari pemerintah, bantuan bilateral, atau lembaga donor. Ketika harga BBM naik, beberapa instalasi dibangun oleh perkebunan swasta untuk menggantikan unit pembangkit listrik dengan bahan bakar fosil. Demikian juga ketika pemerintah membuka peluang bagi produsen listrik swasta untuk menjual ke PLN, beberapa investor membangun PLTMH untuk menghasilkan listrik yang akan dijual ke PLN. Dibandingkan dengan teknologi pembangkit listrik energi terbarukan lainnya, keunggulan PLTMH adalah sebagai berikut : - Sumber energi hidro memanfaatkan siklus hidrologi dari pemanasan energi surya yang berkelanjutan dan sama sekali tidak menghasilkan emisi CO2 dan gas lainnya yang membahayakan atmosr bumi. • Pembangkit listrik tenaga air dengan sistem run off river tidak menggunakan dam yang tinggi dan tidak menimbulkan genangan yang luas sehingga lebih bersahabat dengan lingkungan dan diterima oleh banyak pihak sebagai pilihan utama pembangkitan listrik. • PLTMH membutuhkan debit air yang kontinyu sepanjang tahun dari hutan yang lestari, sehingga pembangunan PLTMH pada suatu badan sungai akan memotivasi masyarakat untuk memelihara kelestarian hutan di hulu sungai. • Teknologi PLTMH sudah dikuasai sumber daya lokal, mulai dari perencanaan, fabrikasi komponenmekanik& elektrik,pembangunan, operasi hingga perawatan instalasi sudah dapat dilakukan tenaga lokal.


177

Peluang Investasi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi Potensi sumber energi hidro yang besar dapat menjadikan Indonesia sebagai pusat pengembangan PLTMH yang akan menjadi pusat perhatian bagi investasi, teknologi, sumber daya manusia, dan kebijakan energi terbarukan dunia. Indonesia memiliki sejarah panjang dalam pemanfaatan energi hidro, kemampuan sumber daya manusia dan manufaktur turbin PLTMH sudah diakui berbagai lembaga donor dunia untuk melatih dan memasok mesin dan peralatan PLTMH untuk berbagai negara berkembang lainnya. PLTMH diakui sebagai pembangkit yang memperoleh prioritas pendanaan karbon kredit sesuai dengan Kyoto Protocol.

•

•

•

bertambah sesuai kematangan buah. Jarak pagar (Jatroha curcas L) sebenarnya bukan jenis tanaman yang bernilai ekonomi tinggi. Pemilihan jarak pagar justru karena tanaman ini direkomendasikan ditanam pada lahan-lahan marginal yang sebelumnya tidak menghasilkan. Kelebihan jarak pagar yaitu dapat mencapai usia yang cukup tua (sampai 50 tahun) dan tidak membutuhkan banyak air. Curah hujan yang dibutuhkan termasuk paling sedikit di antara tanaman-tananam penghasil minyak nabati yang lain. Bioetanol yaitu etanol yang dihasilkan dari biomassa sebagai bahan bakar pengganti bensin. Eetanol murni mudah terbakar dan memiliki kandungan kalor bakar netto besar, yaitu 21 MJ/liter atau kirakira 2/3 dari kalor-bakar netto bensin. Etanol kering/ absolut/murni dapat saling-larut sempurna dengan

Tabel 4.4 Rencana Pengembangan Pembangkit Listrik Tenaga Mini/Mikro Hidro (PLTMH) Tahun

Unit

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2020

2025

Kapasitas

MW

245

279

314

348

383

417

760

1.425

Produksi

GWh

1.717

1.958

2.199

2.440

2.681

2.922

5.326

9.986

Investasi

Juta $

735

699

785

696

765

834

1.140

1.781

Biaya produksi

Juta $

258

294

330

366

402

438

533

749

328.179

598.120

1.121.475

Pengurangan emisi Rumah terlistriki

Ton CO2

192.815

219.888

246.961

274.033

301.106

buah

1.470.000

1.674.000

1.884.000

2.088.000

2.298.000

4.1.2.3. Bioenergi Bahan bakar nabati (BBN) adalah bahan bakar yang diproduksi dari sumbersumber hayati. Secara umum bahan bakar nabati dikelompokan menjadi tiga jenis bahan bakar, yaitu biodiesel, bioetanol, dan minyak nabati murni (bio-oil, pure plant oil). Di antara ketiga jenis BBN tersebut, biodiesel mencapai tahapan yang paling maju dalam pengembangannya. Bahkan sebenarnya sejarah pengembangan biofuel untuk menggantikan bahan bakar fosil dimulai dengan biodiesel.

Biodiesel dimaksudkan sebagai pengganti minyak solar (automotive diesel oil) dan minyak diesel industri (industrial diesel-oil). Biodiesel umumnya diproduksi dengan spesikasi untuk menyamai spesikasi minyak solar sehingga dapat digunakan secara murni atau dicampur dengan minyak solar. Minyak nabati murni (bio-oil) dapat dimanfaatkan sebagai bahan bakar pengganti minyak tanah (biokerosene) dan minyak bakar (marine fuel-oil). Kelapa Sawit merupakan salah satu tanaman penghasil minyak yang paling produktif, yaitu sampai 4000 liter per hektar per tahun pada perkebunan yang dikelola dengan baik. Minyak sawit dihasilkan oleh buah yang kandungan minyaknya

178


2.502.000 4.560.000 8.550.000 Sumber : RIPEBAT 2010 - 2025

bensin pada segala perbandingan serta merupakan komponen pencampur beroktan tinggi (High Octane Mogas Component/HOMC) bagi bensin. Pengembangan BBN bermula dari kegiatan akademik dan penelitian yang dilakukan oleh kalangan perguruan tinggi dan lembaga-lembaga penelitian. Pengembangan BBN kemudian diadopsi sebagai program nasional melalui Instruksi Presiden (Inpres) No 1 tahun 2006 tentang Upaya Percepatan Penyediaan dan Pemanfaatan BBN sebagai Bahan Bakar Lain. Inpres ini menginstruksikan pada departemen-departemen terkait dan pemerintah daerah untuk mendukung dan terlibat dalam program pengembangan biofuel. Target pengembangan BBN ini dinyatakan dalam Kebijakan Energi Nasional yaitu mencapai pangsa 5% dalam energy-mix nasional pada tahun 2025. Seiring dengan Inpres tersebut di atas, para pemangku kepentingan telah melakukan berbagai kegiatan seperti pengembangan kebun-kebun penghasil bahan baku biofuel,pembuatan alat-alat produksi, sampai berbagai ujicoba penggunaan biofuel. Biofuel dengan cepat meluas menjadi gerakan nasional. Motivasi awal pengembangan biofuel adalah upaya diversifikasi dalam rangka meningkatkan

keamanan suplai bahan bakar dalam negeri. Pada perkembangan berikutnya ketika harga BBM semakin tinggi, motivasi ini meluas dan melingkupi upaya untuk mendapatkan bahan bakar yang lebih murah. Setidaknya, kenaikan harga BBM telah mendorong sektor industri dan pembangkitan listrik untuk mulai beralih pada jenis-jenis bahan bakar pengganti yang lebih murah. Dengan motivasi ini, beberapa pihak memandang bahwa BBN yang perlu dikembangkan di Indonesia bukan hanya biodiesel. Argumen yang dikemukakan yaitu bahwa bukan hanya sektor transportasi yang membutuhkan diversikasi bahan bakar; sedangkan bahan bakar nabati yang diperlukan sektor-sektor di luar transportasi tersebut tidak harus biodiesel. Penyediaan dan pemanfaatan listrik di Indonesia masih didominasi oleh bahan bakar fosil mencapai 95,9% dari total penyediaan energi. Adanya regulasi tentang pembelian tenaga listrik yang menggunakan energi baru terbarukan skala kecil dan menengah atau kelebihan tenaga listrik dengan Peraturan Menteri ESDM No. 31 Tahun 2009. Energi biomassamerupakan salah satu pilihan sumber energi pembangkit listrik, karena potensi energi yang sangat besar, dan teknologinya sudah tersedia di pasaran, serta ramah lingkungan. Beberapa negara maju yang tidak memiliki sumber daya alam seperti Amerika Serikat, Jepang telah berhasil memanfaatkan biomassa sebagai sumber energi pembangkit tenaga listrik. Teknologi pemanfaatan limbah untuk pembangkit tenaga listrik (biopower) dapat dilakukan dengan teknik sebagi berikut : Pembakaran Langsung biomassa di dalam boiler menghasilkan uap untuk menggerakan mesin uap (steam engine) atau turbin uap (steam turbine), menghasilkan energi poros untuk menggerakan generator listrik. Kayu bakar dengan kadar air 12% mempunyai nilai kalori sekitar 13.8 MJ/kg. Teknologi yang saat ini berkembang adalah teknologi kogenerasi, yaitu suatu proses pembangkitan panas dan listrik secara bersamaan dengan menggunakan turbin atau mesin uap. Sistem turbin uap pada umumnya digunakan untuk kapasitas pembangkit listrik skala besar. Sementara itu teknologi mesin uap lebih sesuai untuk kapasitas kecil (25 s/d 300 kW). Hampir semua jenis limbah pertanian dan perkebunan dapat dimanfaatkan untuk energi melalui proses pembakaran langsung. Gasifikasi biomassa terjadi pada ruangan bertemperatur tinggi dengan kandungan oksigen rendah, yang akan menghasilkan menghasilkan gas mudah terbakar. Kapasitas tipikal untuk suatu pembangkit listrik sistem gasikasi adalah sekitar 100 kW. Untuk menghasilkan listrik sebesar 1 kWh rata-rata memerlukan limbah biomassa sebesar 2,4 kg. Sistem

gasikasi biomassa sangat spesik terhadap jenis dan ukuran biomassa. Limbah biomassa yang mudah digunakan di dalam proses gasikasi dengan kapasitas pembangkit listrik sampai dengan 100 kW adalah arang, limbah kayu, dan tempurung kelapa. Sekam padi pada dasarnya dapat digunakan sebagai bahan bakar sistem gasikasi tetapi memerlukan desain sistem yang berbeda dan untuk kapasitas pembangkit listrik sampai dengan 50 kW pada umumnya dioperasikan sebagai sistem bahan bakar ganda (dual fuel), misalkan dioperasikan pada mesin genset diesel. Fermentasi Biomassa. Biogas merupakan gas yang dapat terbakar dan tidak berwarna yang dihasilkan dari proses fermentasi anaerobik (tanpa oksigen) limbah biomassa dengan bantuan bakteri metan. Biogas terdiri atas 60% metan dan 0,6 liter minyak tanah. Sistem energi biogas sangat cocok untuk daerah peternakan yang banyak menghasilkan limbah kotoran ternak. Selain keuntungan menghasilkan energi, sistem biogas dapat mengurangi bau kotoran, penyebaran penyakit, dan menghasilkan produk sampingan berupa pupuk biologi. Biogas dapat digunakan untuk keperluan memasak atau digunakan sebagai pembangkit listrik dengan menggunakan genset gas. Pemanfaatan sampah sebagai biomassa menjadi tenaga listrik melalui proses pembakaran langsung (direct combustion) atau melalui proses pembuatan gas metana (gasikasi) dapat menjadi solusi pengelolaan sampah kota dan juga sekaligus menghasilkan tenaga listrik untuk kebutuhan kota tersebut. Pihak-pihak ini mengajukan minyak nabati murni (pure plant oil/PPO) sebagai alternatif bahan bakar untuk mesin-mesin diesel. Argumen tersebut diperkuat oleh alasan keekonomian bahwa proses produksi minyak nabati murni lebih murah dibanding biodiesel. Di subsektor pembangkitan listrik, minyak nabati murni diharapkan dapat menjadi alternatif bahan bakar yang lebih murah terutama untuk pembangkitpembangkit diesel di kawasankawasan terisolasi. minyak nabati murni juga diharapkan dapat diandalkan untuk menggantikan minyak tanah bagi keperluan rumah tangga.

4.1.2.4 Energi Sinar Matahari Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS) adalah teknologi pembangkit listrik yang dapat diterapkan di semua wilayah. Instalasi, operasi, dan perawatan PLTS sangat mudah sehingga mudah diadopsi oleh masyarakat. Hambatan utama pasar PLTS adalah biaya investasi per Watt daya terbangkitkan masih sangat mahal dan panel surya yang masih import. PLTS grid connected adalah teknologi yang mengalami pertumbuhan pasar tertinggi di dunia . Dengan pertumbuhan lebih dari 50% per tahun, pada tahun 2000 kapasitas terpasang PLTS sebesar


179

Peluang Investasi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi 160MW dan tumbuh menjadi 7.800 MW pada tahun 2007. Kapasitas daya per unit instalasi PLTS biasanya hanya beberapa kW hingga 10 kW, tetapi saat ini sudah ada instalasi PLTS dengan daya terpasang hingga 20 MW, dan tercatat ada 800 instalasi dengan daya lebih dari 200kW. PLTS isolated grid dengan daya kurang dari 1 kW juga tumbuh pesat, walaupun tidak secepat PLTS grid connected. Sistem ini digunakan untuk menyediakan listrik di wilayah yang tidak terjangkau jaringan listrik nasional, seperti pemukiman terpencil, sarana telekomunikasi, lampu suar, dsb. Tercatat kapasitas terpasang PLTS isolated grid di dunia lebih dari 2.700 MW. PLTS grid, adalah sistem yang banyak digunakan di Indonesia, dengan kapasitas skala kebutuhan rumah tangga yang dikenal dengan SHS , atau untuk skala kampung yang dikenal dengan PLTSTerpusat. Kemampuan modul surya untuk membangkitkan listrik dinyatakan dalam Watt-peak (Wp). Esiensi modul surya dengan material sel mono-crystals silicon

•

•

•

oleh tenaga lokal, dapat dioperasikan oleh pengguna dengan perawatan yang sangat lokal menjadi sangat strategis dalam pengembangan PLTS. Perangkat dengan perawatan yang sangat mudah dan relatif tanpa beban biaya operasi. PLTS sangat bersahabat dengan lingkungan, tidak menghasilkan emisi gas, tidak bising (noise), bekerja pada temperatur ruang, dan tidak ada resiko bencana terhadap keselamatan manusia juga lingkungan Sumber energi matahari tersedia di seluruh lokasi permukaan bumi dengan jumlah yang berlimpah sehingga tidak pernah menimbulkan konflik sosial terhadap penggunaan sumber energi matahari. Perangkat PLTS sudah banyak tersedia di pasar dengan beragam pilihan daya, harga dan kualitas.

Tabel 4.5 Rencana Pengembangan Pembangkit Listrik Tenaga Energi Sinar Matahari/Surya (PLTS) Tahun

Unit

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2020

2025

Kapasitas

MW

25

35

45

55

65

75

324

580

Produksi

GWh

44

61

79

96

114

131

568

1016

Investasi

Juta $

225

315

360

440

455

525

1620

1740

Biaya produksi Pengurangan emisi Rumah terlistriki

Juta $

31

43

55

67

80

92

284

305

Ton CO2

19.675

27.545

35.415

43.285

51.155

59.025

254.988

456.460

buah

125.000

175.000

225.000

275.000

325.000

dapat mencapai 17%, polycrystalline silicon memiliki esiensi yang lebih rendah (15%), dan amorphous silicon memiliki esiensi 10% . Secara garis besar terdapat tiga alternatif skema implementasi, yaitu : PLTS Photovoltaic Solar Home System, PLTS Terpusat, dan Hybrid PLTS dengan pembangkit listrik lain. SHS umumnya berupa sistem berskala kecil dengan menggunakan modul surya 50100 Wp (Watt Peak) dan menghasilkan listrik harian sebesar 150-400 Wh. Karena listrik isolated (Solar Home System) harian yang dihasilkan relatif kecil, sistem ini direkomendasikan untuk sistem DC (Direct Current) yang digunakan ke beban, seperti lampu LED. Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS) adalah teknologi pembangkit listrik yang dapat diterapkan di semua wilayah. instalasi, operasi, dan perawatan PLTS sangat mudah sehingga mudah diadopsi oleh masyarakat. Permintaan pasar PLTS sangat tinggi karena beberapa keunggulan PLTS yang tidak dimiliki oleh sistem pembangkit lainnya, yaitu antara lain : • Teknologi PLTS mudah dipahami dan diterima oleh masyarakat awam, dapat dipasang

180


375.000 1.620.000 2.900.000 Sumber : RIPEBAT 2010 - 2025

4.1.2.5. Energi Angin Kincir angin adalah cikal bakal mesin konversi energi bayu menjadi energi poros. Kincir angin digunakan manusia sejak tahun 200 SM untuk menggiling padi danmemompa air. Perkembangan teknologi aerodynamic pada industri pesawat, memberikan kontribusi terhadap evolusi desain kincir bayu menjadi turbin bayu. Desain bilah turbin angin mirip dengan sayap pesawat, sehingga jumlah bilah turbin angin tidak lagi sebanyak kincir bayu tradisional. Dengan demikian kontruksi turbin angin semakin ringan, esien, murah, dengan kapasitas daya terbangkitkan lebih besar. Turbin bayu terbagi dalam dua kategori utama, yaitu turbin sumbu horizontal dan turbin sumbu vertikal. Turbin sumbu horizontal merupakan kongurasi turbin yang paling umum digunakan saat ini, salah satunya adalah turbin bayu HAWT tipe propeller. Turbin sumbu vertikal seperti Savonius dan Darrieus, jarang sekali digunakan untuk pengusahaan energi bayu. PLT Bayu adalah pembangkit listrik energi terbarukan yang tumbuh pesat di berbagai negara

maju. Pertumbuhan investasi swasta pembangunan Setelah melaksanakan audit energi, maka PLT Bayu dipacu oleh kebijakan feed in tariff yang pengguna energi akan mengetahui upaya menarik bagi investor.Walaupun biaya investasi per pengehematan yang dapat dilakukan. Penghematan daya terbangkitkan relatif masih mahal, tetapi biaya energi yang diperoleh umumnya berasal dari pokok produksi listrik relatif bersaing dibandingkan rekomendasi langkah penghematan energi yang dengan sistem pembangkit listrik energi terbarukan bersifat low cost (manajemen). Masih terbuka peluang lainnya. untuk mencapai penghematan energi yang lebih • Sumber energi bayu berasal dari pergerakan besar jika rekomendasi medium cost dan high cost udara akibat perubahan temperatur udara juga dilaksanakan. Dari sisi pendanaan saat ini telah karena pemanasan dari radiasi matahari. dilakukan koordinasi dengan Bank di tingkat nasional Ketersediaan energi angin lebih terjamin dengan difasilitasi oleh Bank Indonesia untuk turut sepanjang waktu dibandingkan dengan berperan meningkatkan aktivitas sumber energi lainnya. • Teknologi PLTB berkembang sangat pesat, konservasi energi melalui ESCO yang nantinya di beberapa negara biaya investasi PLTB akan mendapat sertikasi dari Ditjen Energi Baru semakin murah sehingga harga listrik dari Terbarukan dan Konservasi Energi. PLTB semakin kompetitif. • PLTB adalah sistem pembangkit listrik energi terbarukan yang memperoleh prioritas 2. Manufaktur Peralatan Hemat Energi pendanaan karbon kredit sesuai dengan Protokol Kyoto. Tabel 4.6 Rencana Pengembangan Pembangkit Listrik Tenaga Energi Sinar Angin/Bayu (PLTB) Tahun

Unit

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2020

2025

Kapasitas

MW

4

11

18

26

33

40

128

256

Produksi

GWh

11

29

48

67

86

105

336

673

Investasi

Juta $

20

56

92

128

164

200

512

768

Biaya produksi

Juta $

5

15

24

34

43

53

135

202

31.480

100.736

201.472

Pengurangan emisi Rumah terlistriki

Ton CO2

3.148

8.814

14.481

20.147

25.814

buah

20.000

55.000

90.000

130.000

165.000

4.1.3 Peluang Investasi Konservasi Energi

Peluang investasi di bidang konservasi energi meliputi dua hal yaitu jasa konservasi energi dan pabrikasi peralatan hemat energi. 1. Jasa Konservasi Energi Peraturan Pemerintah Nomor 70 Tahun 2009 mengamanatkan penerapan manajemen energi pada pengguna energi 6000 TOE atau lebih per tahun. Di Indonesia terdapat 659 industri yang menjadi konsumen energi sebesar 6.000 TOE atau lebih yang sebagian besarnya berlokasi di pulau Jawa. Disamping itu, program kemitraan audit energi terus berjalan dan meningkat setiap tahun. Untuk mendukung penerapan mandatori dan hasil audit program kemitraan ini diperlukan layanan jasa konservasi energi yang bersifat profesional. Perusahaan yang melayani jasa konservasi energi atau Energy Service Company (ESCO).

200.000 640.000 1.280.000 Sumber : RIPEBAT 2010 - 2025

Penghematan Energi Sektor Industri Teknologi Konservasi Energi yang sudah banyak diterapkan di industri dapat dikelompokkan menjadi dua bagian, yaitu peralatan yang esien dan proses yang esien. Peralatan yang esien harganya relatif lebih mahal, akan tetapi biaya energi yang dibutuhkan untuk pengoperasianya jauh lebih rendah. Peralatan esien yang sudah banyak digunakan di industri antara lain : Restrukturisasi mesin Waste Heat Recovery (WHR) boiler, variable speed drive, high COP Chiller dan high efcient motor. Penghematan Energi Sektor Bangunan Komersial Saat ini teknologi peralatan yang hemat energi mulai banyak digunakan di bangunan komersial antara lain: lampu PLC (sebagai pengganti lampu pijar), high COP chiller dan variable speed drive untuk blower dan fan. Peluang melakukan penghematan energi di bangunan gedung dengan menggunakan peralatan hemat energi ini masih tetap terbuka, antara lain:


181

Peluang Investasi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi Tabel 4.27 Program Kemitraan Konservasi Energi SEKTOR

2003

2004

2006

2007

2009

2010

PENDANAAN

(PT. PLN)

(PT. PLN)

Rp. 2,4 Milyar (APBN)

Rp. 25 Milyar (APBN)

Rp. 4 Milyar (APBN)

Rp. 20 Milyar (APBN)

PESERTA

5 industri dan 6 gedung






78,4 GWh TOTAL = Rp. 50,8 Milyar POTENSI = 70,6 Kilo Ton PENGHEMATAN CO2

14, 8 GWh = Rp. 6,9 Milyar = 13,32 Kilo Ton CO2

40,7 GWh = Rp. 40,4 Milyar = 36,6 Kilo Ton CO2

519 GWh = Rp. 289 Milyar = 467.1 Kilo Ton CO2

34 GWh = Rp. 23,8 Milyar = 30 Kilo Ton CO2

-

TOTAL 34,4 GWh PENGHEMATAN = Rp. 22,2 Milyar = 40 Kilo Ton YANG CO2 DIPEROLEH



307 GWh = Rp. 168, 8 Milyar = 276,3 Kilo Ton CO2

Akan dilaksanakan Tahun 2010

-

• • • • •

Penggunaan balas elektronik sebagai pengganti balas elektro magnetik Penggunaan lampu-lampu TL dengan esiensi tinggi Penggunaan AC split dengan COP di atas 3,5 Penggantian chiller COP di bawah 4, serta Penggunaan motor beresiensi tinggi

Penghematan Energi Sektor Transportasi Potensi konservasi energi di sektor transportasi cukup besar, diperkirakan mencapai 35%. Peluang konservasi energi antara lain dengan penggunaan teknologi mesin yang lebih esien serta peningkatan sarana & prasarana transportasi umum. Penghematan Energi Sektor Rumah Tangga Data statistik menunjukkan sektor rumah tangga menggunakan energi sebesar 13,17% dari total konsumsi energi nal. Oleh karena itu sektor rumah tangga ini perlu diperhatikan untuk meningkatkan upaya konservasi energinya. Sekitar 47% kebutuhan energi di rumah tangga berasal dari bahan bakar minyak. Selebihnya merupakan jenis energi yang dominan digunakan pada peralatan pemanfaat listrik di rumah tangga seperti : lampu penerangan, TV, AC, kulkas, kipas angin, pompa air, setrika dan lainnya.

182


3.

Peningkatan Capacity Building di Bidang Konservasi Energi Target konservasi energi nasional sebesar 33,85% pada tahun 2025 membutuhkan dukungan teknologi, sarana, pendanaan, dan juga kualitas sumber daya manusia yang memadai. Jumlah tenaga ahli konservasi energi di Indonesia masih terbatas, sehingga masih diperlukan peningkatan capacity building manajer energi, auditor energi, dan penyuluh penghematan energi. 4.

Laboratorium Uji Tingkat Efsiensi Energi Salah satu agenda konservasi energi adalah labelisasi tingkat hemat energi pada beberapa peralatan pemanfaat energi utama yang banyak digunakan di semua sektor.

4.2

T

antangan Investasi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi

4.2.1 Tantangan Investasi Energi Baru 4.2.1.1 Energi Batubara Tercairkan Batubara muda yang juga dikenal dengan nama brown coal akan dikembangkan sebagai alternatif pengganti minyak bumi. Pemerintah Jepang serta para pengusaha Jepang yang tertarik dengan brown coal ini tengah bekerjasama dengan BPPT untuk mewujudkan impian tersebut. Pemerintah Jepang diwakili oleh NEDO (semacam lembaga kajian teknologi Jepang yang khusus menangani energi sedang perusahaan Jepang yang berpartisipasi adalah Nissho Iwai Corporation. PT. Tambang Batubara Bukit Asam rencananya akan membangun kilang batubara tercairkan di Sumatera Selatan dengan investasi sebesar US$5.2 billion. South Africa’s Sasol Limited, produsen minyak sintetis terbesar di dunia telah mulai melakukan negosiasi pembangunan kilang batubara yang dicairkan senilai US$ 10 billion dengan PT Pertamina dan PT. Tambang Batubara Bukit Asam. Pada awal tahun 2010 telah ditandatangani MOU antara Pemerintah Indonesia dengan Sasol untuk memulai kajian kelayakan pembangunan kilang. Bila proyek berjalan sesuai rencana Sasol akan memproduksi bahan bakar sangat bersih berkualitas tinggi sebesar 80,000 barrels, tetapi diperkirakan kilang tersebut bahkan mempunyai kapasitas produksi sebesar 1,1 juta barrels setara bahan bakar minyak perhari. Bila semuanya berjalan sesuai rencana maka konstruksi kilang akan selesai pada akhir tahun 2014 dan milai produksi tahun 2015.

Terdapat empat lokasi yang potensial untuk pembangunan kilang batubara yang dicairkan meliputi Musi Banyuasin di Sumatera Selatan yang memiliki cadangan sebesar 2,9 milyar ton batubara, dan Berau Kalimantan Timur dengan cadangan sebesar 3 milyar ton batubara. 4.2.1.2 Gas Metana Batubara • Belum adanya regulasi khusus dari pemerintah mengenai GMB ini, sehingga investor belum tertarik untuk mengembangkan lapangan gas GMB. • Jangka waktu komersialisasi produksi GMB lebih panjang serta jangka waktu produksi lebih pendekdibandingkan dengan gas bumi konvensional. • Pengembangan GMB dalam bentuk cair

(LNG) masih terkendala belum tersedianya kilang LNG untuk mengkonversi GMB menjadi LNG. • Kandungan kalori GMB lebih rendah dari LNG. Satu kaki kubik LNG bisa menghasilkan panas 1000-1.100 BTU (British Thermal Unit) setara dengan 250 kilo kalori, sementara GMB sekitar 900-950 BTU, sehingga harga jual GMB sedikit lebih rendah dari LNG, hal ini kurang menarik bagi pengembang. • GMB diproduksi dengan cara terlebih dahulu merekayasa batu bara (sebagai reservoir) agar didapatkan cukup ruang sebagai jalan keluar gasnya. Proses rekayasa diawali dengan memproduksi air (dewatering) agar terjadi perubahan kesetimbangan mekanika. Setelah tekanan turun, gas batu bara akan keluar dari matriks batu baranya. Gas metana kemudian akan mengalir melalui rekahan batu bara (cleat) dan akhirnya keluar menuju lobang sumur. Proses dewatering tersebut menghasilkan limbah air yang memerlukan tempat pembuangan yang apabila dibuang ke perairan umum berpotensi mencemari lingkungan. 4.2.1.3 Tantangan Investasi Batubara Tergaskan • Teknologi gasikasi batubara merupakan teknologi yang relatif baru sehingga memerlukan investasi yang besar dalam pembangunannya (1.500-2.000 USD/kW). • Belum ada kajian dan arahan dari pemerintah untuk menggunakan teknologi gasikasi ini sebagai pilihan utama. • Walaupun teknologi ini sudah populer di dunia, tetapi di dalam negeri tidak ada promosi dari lembaga riset tentang keunggulan dari teknologi ini. • Belum ada kebijakan pemerintah pada tahap implementasi proyek pembangunan industri batubara tergaskan • Belum terbentuk struktur pengguna maupun pengelola industri batubara tergaskan. 4.2.1.4 Tantangan Investasi Nuklir • Belum ada kebijakan pemerintah pada tahap implementasi proyek pembangunan PLTN • Belum terbentuk struktur owner sebagai lembaga pengelola penerapan PLTN


183

Tantangan Investasi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi •

•

•

Masih kurangnya penerimaan masyarakat (public acceptance) terhadap pemanfaatan PLTN Investasi awal pembangunan PLTN relatif tinggi dibandingkan dengan investasi pembangkit konvensional Masih kurangnya kesadaran masyarakat akan pentingnya “green energy”.

4.2.1.5 Tantangan Investasi Hidrogen • Belum ada regulasi dan standarisasi dalam pemanfaatan gas hidrogen terutama untuk transportasi. • Belum ada identikasi dan akses yang layak untuk pengembangan energi hidrogen di sektor transportasi. • Meskipun merupakan bahan bakar bersih, tetapi biaya produksi hidrogen masih tinggi. • Masih perlu investasi yang tinggi untuk infrastruktur baru. • Produksi bahan bakar hidrogen dari teknologi gasikasi batubara memerlukan investasi yang besar dalam pembangunannya. • Belum ada kajian dan arahan dari pemerintah untuk menggunakan gas hidrogen sebagai pengganti bahan bakar BBM. • Cara penyimpanan gas hidrogen membutuhkan konstruksi tangki bahan bakar yang berbeda dengan mobil biasa. Dalam bentuk gas, hidrogen adalah senyawa yangringan dan mudah hilang. Hidrogen 4 kali lebih cepat menguap dari metana dan 10 kali lebih cepat dari uap bensin. Akibatnya tangki harus didisain dari logam khusus. • Cara penyimpanan pada hidrogen cair juga bisa dibilang kompleks. Karena konstruksi tangki tidak hanya harus tahan bocor, tetapi juga mampu menjaga agar hidrogen tetap dalam kondisi cair pada suhu -253oC. Untuk menjaga suhu rendah yang bisa membekukan air ini, diperlukan sistem pendukung. Untuk menemukan sistem pendukung yang praktis dan esien itulah yang saat ini perlu untuk dikembangkan.

4.2.2

Tantangan Investasi Energi Terbarukan

4.2.2.1 Tantangan Investasi Panas Bumi Dalam pengembangan panas bumi masih terdapat beberapa kendala, diantaranya: 1. 1. Investasi Panas Bumi membutuhkan biaya dan teknologi yang tinggi dengan resiko yang tinggi pula 2. Potensi panas bumi berada dalam dalam kawasan hutan lindung dan hutan konservasi. Berdasarkan Undang-Undang No. 41 Tahun 1991 tentang Kehutanan dan Peraturan Pemerintah No. 68 tahun 1998 tentang Kawasan Suaka Alam dan Kawasan Pelestarian Alam, disebutkan bahwa : a. Tidak diperbolehkannya kegiatan operasi panas bumi di kawasan hutan konservasi b. Diperbol ehkann ya kegiata n operasi panas bumi di kawasan hutan lindung namun diperlukan izin pinjam pakai yang membutuhkan waktu yang tidak pasti. 3. Belum ada standar Power Purchasing Agreement (PPA) dari PT. PLN (Persero) sebelum lelang yang mengatur term of condition after FS. 4. Data WKP Panas Bumi yang dilelang hasil Survei Pendahuluan belum bankable dan memungkinkan untuk dilakukan survei ulang oleh Badan Usaha. 5. Belum adanya kepastian waktu dan biaya dalam proses perizinan dan rekomendasi, diantaranya: a. Rekomendasi AMDAL dari Gubernur (mis. Lap. Wayang Windu) b. Izin Penggu naan Air Tanah dan Air Permukaan (mis. Lap. Dieng) c. Izin Lokasi dari Gubernur/Bupati (mis. Lap. Bedugul) d. Izin Pinjam Pakai Lahan (mis. Lap. Kamojang) e. Izin Masuk Kawasan Hutan untuk Kegiatan Eksplorasi dan Eksploitasi (mis. Lap. Kamojang) f. Izin Tebang Pohon dari Dinas Kehutanan (mis. Lap. Wayang Windu) 6. Belum siapnya Pemerintah Daerah dalam melaksanakan proses lelang yang antara lain meliputi kesiapan anggaran, perangkat peraturan daerah dan SDM-nya

Untuk mengatasi kendala-kendala tersebut, Saat Pemerintah telah mengambil langkah-langkah untuk mempercepat pengembangan panas bumi di Indonesia, diantaranya:

184


1.

2.

Pemerintah telah menerbitkan Permen ESDM No. 02/2011 tentang Penugasa Kepada PT PLN (Persero) Untuk Melakukan Pembelian Tenaga Listrik Dari Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi dan Harga Patokan Pembelian Tenaga Listrik oleh PT PLN (Persero) Dari Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi. Untuk mengatasi permsalahan potensi panas bumi yang berada di kawasan hutan lindung dan hutan konservasi, telah dilakukan tindak lanjut, diantaranya : a. Telah dilakukan inventarisasi potensi panas bumi di Indonesia, sebesar 70% berada di dalam kawasan hutan, yang terdiri dari : Distribusi titik potensi dari Badan Geologi : hutan lindung 17% & hutan konservasi 16 % Kapasitas potensi : hutan lindung 23% & hutan konservasi 21% b. Telah dilakukan koordinasi antara DJEBTKE dengan Ditjen Perlindungan Hutan dan Konservasi Alam (PHKA) yang mengusulkan

3.

4.

5.

untuk merevisi PP 68/1998 bahwa panas bumi sebagai jasa lingkungan karena untuk menjadi energi yang renewable panas bumi harus menjaga eko-lingkungannya Untuk mengatasi tertundanya penandatangan PPA, saat ini disusun PPA Standar yang memuat term of condition sehingga dalam waktu yang singkat dapat segera ditandatangani. PPA Standar ini antara PT PLN dan pengembang, namun masih ada beberapa term of condition yang belum disepakati oleh kedua belah pihak. Untuk memperlancar perizinan/rekomendasi, saat ini sedang dicari alternatif solusi/pemecahan yaitu akan dibuat SOP Perizinan/ Rekomendasi dalam bentuk Inpres yang menugaskan kepada Gubernur, Bupati/Walikota sesuai kewenangannya untuk memberikan kepastian dan jaminan jangka waktu dan biaya dalam pengurusan perizinan dan rekomendasi di daerah. Untuk meningkatkan kompetensi dan kapabilitas Sumber Daya Manusia dalam melakukan pembinaan dan pengawasan pengusahaan


185

Tantanga antangan n Invest Investasi asi Energi Baru, Terbaru erbarukan kan dan Konservasi Energi panas bumi, Pemerintah secara berkala dan kontinue melaksanakan diklat singkat, workshop, seminar yang melibatkan Pemerintah, daerah dan instansi terkait. 4.2.2.2 Aliran dan Terjunan Air PLTMH PL TMH adalah pilihan utama teknologi pembangkit pemban gkit listrik , walaupun demikian pertumbuhan investasi pembangunan PLTMH relatif lambat dibandingkan dengan pembangkit listrik dengan sumber energi fosil. Energi Hidro pada tahun 1970 menduduki posisi tertinggi dalam bauran sumber energi pembangkit listrik, tetapi tahun-tahun berikutnya jauh tertinggal oleh pembangkit listrik dengan bahan bakar minyak bumi. Pada saat harga minyak bumi dunia yang murah dan kebijakan subsidi energi yang tidak proporsional, menempatkan pemanfaatan energi hidro kalah bersaing terhadap sumber energi fosil. Saat ini situasi sudah berubah, kenaikan harga BBM dunia menyadarkan berbagai pihak untuk kembali memanfaatkan sumber energi hidro. Walaupun demikian masih banyak kendala yang dihadapi pihak swasta untuk melakukan investasi, yaitu antara lain : Dibutuhkan kebijakan harga energi nasional yang melindungi investasi PLTMH terhadap uktuasi harga bahan bakar fosil. Selain dari penetapan harga yang adil, dibutuhkan juga skema jaminan jaminan pembelian pembelian dari pemerintah pemerintah untuk menghindari praktek oligopoly (sedikit pembeli) yang tidak sehat. Jaminan ini sangat dibutuhkan oleh pihak penyandang dana seperti perbankan dan lembaga keuangan lainnya. Pengusahaan energi hidro sangat dipengaruhi kondisi sosial, politik, keamanan wilayah. Konsistensi kebijakan dan penegakan aturan akan mempengaruhi indeks resiko investasi yang akan mempengaruhi tingkat premi resiko yang harus dibayar oleh kreditor, yang pada akhirnya mempengaruhi suku bunga kredit yang harus dibayar investor. Walaupun turbin PLTMH produksi lokal sudah diakui bernilai tinggi, tetapi kapasitasny kapasitasnya a masih di bawah 1 MW. Oleh karena itu masih perlu dukungan riset dan pengembangan turbin, serta kemampuanmanufakturlokaluntukmemproduksi turbin dengan daya lebih dari 500kW. Potensi energi hidro umumnya berada di wilayah hutan yang belum memiliki infrastruktur transportasi transporta si yang memadai, sehingga biaya total investasi menjadi besar dan menjadi tidak layak.

186


-

-

-

PLTMH memanfaatkan sumber daya air dari PLTMH hutan yang dikuasai negara atau masyarakat adat . seringkali pembangunan PL PLTMH TMH terhambat karena kesulitan memperoleh perijinan dari berbagai pihak. Oleh karena itu dibutuhkan lembaga mediasi (clearing house). untuk mempertemukan berbagai pihak yang memiliki pengaruh penting dalam percepatan investasi PLTMH. Keberlanjutan Keberlanju tan PLTMH sangat tergantung dari kelestarian sumber daya air, oleh karena itu pembangunan PLTMH harus dilindungi oleh kebijakan penggunaan sumber daya air dan tata ruang yang menjamin ketersediaan air.

4.2.2.3 Bioenergi Biofuel diharapkan memberikan kontribusi yang cukup berarti dalam mencapai keamanan suplai energi dalam negeri, yaitu sebesar 5% dari total energy-mix nasional pada tahun 2025. Untuk mewujudkan target ini terutama membutuhkan lahan yang cukup luas. Trade-off antara energi dan pangan berkaitan dengan keterbatasan lahan. Penggunaan lahan untuk biofuel dalam skala besar dikhawatirkan menghabiskan lahan-lahan potensial yang juga dibutuhkan untuk perluasan lahan pangan di masa depan. Dalam hal rencana perluasan lahan, target yang ditetapkan dalam Blueprint BBN sampai tahun 2010 yaitu seluas minimal 5,25 juta ha: untuk sawit 1,5 juta ha, jarak pagar 1,5 juta ha, ubi kayu 1,5 juta ha dan tebu 750 ribu ha pada lahan yang belum dimanfaatkan . Melihat perkembangan perluasan tanaman biofuel yang terjadi sampai saat ini, kemungkinan besar target perluasan lahan tersebut akan dapat dicapai. Namun demikian perlu diingat, biofuel merupakan komoditas yang dikendalikan oleh mekanisme pasar - termasuk pasar internasional. Dalam hal minyak sawit Indonesia merupakan produsen kedua terbesar setelah Malaysia. Malaysia. Sawit adalah adalah tanaman tanaman penghasil minyak paling produktif sehingga sawit menjadi tanaman paling potensial untuk memenuhi peningkatan permintaan biofuel internasional. Produksi minyak sawit dunia diharapkan meningkat dua kali lipat untuk memenuhi peningkatan permintaan biofuel. Bahkan dalam prediksinya sampai tahun 2050, FAO memprediksikan memprediksi kan pertumbuhan produksi minyak sawit untuk energi sebesar 3,2% per tahun, sedangkan pertumbuhan produksi minyak sawit untuk pangan hanya diprediksikan 1,5% per tahun.

Sementara itu sawit hanya tumbuh di tanah tropis dimana di antara negara-negara tropis Indonesia memiliki potensi perluasan lahan paling besar. Sehingga, peningkatan permintaan tersebut sebagian besar akan tertuju ke Indonesia. Bahkan Indonesia diramalkan akan menjadi produsen minyak sawit terbesar di dunia. Permintaan minyak sawit untuk energi ini potensi lahan pengembangan yang sangat luas. Dari uraian di atas dapat diduga bahwa pelaku industri akan cenderung lebih melihat tarikan pasar internasionall sehingga perluasan lahan perkebunan internasiona kelapa sawit tampaknya akan melampaui target yang ditetapkan dalam Blueprint BBN. Kecenderungan tersebut telah mulai teramati saat ini. Luas lahan kelapa sawit diprediksikan mencapai 13,75 juta ha pada tahun 2020. Sedangkan berdasarkan usulanusulan pengembangan baru kebun kelapa sawit oleh pemerintah daerah (pemda) di Indonesia, total telah dialokasikan 20 juta ha lahan untuk sawit. Angka ini jauh lebih besar diban dibanding dingkan kan sasara sasaran n perlua perluasan san lahan sawit untuk biofuel dalam Blueprint BBN yaitu 1,5 juta hektar pada tahun 2010. Dalam pengembangan biomassa dan biogas masih biaya investasinya masih tinggi, selain itu teknologi dalam pengembangannya masih perlu dikembangkan. Kesadaran masyarakat untuk memanfaatkan biogas juga masih minim. 4.2.2.4 Sinar Matahari PLTS dapat diterapkan hampir di semua wilayah yang membutuhkanlistrik, perangkat PLTS mudah diperoleh di pasar umum, mudah dipasang dan dioperasikan oleh masyarakat awam. Tetapi karena biaya investasi yang tinggi, kontribusi penggunaan PLTS terhadap konsumsi tenaga listrik listri k nasional masih sangat rendah. Walaupun listrik dari PLTS termasuk skema pembangkit listrik dari energi terbarukan yang memperoleh insentif untuk dijual ke PLN, tetapi harga beli yang ditetapkan masih jauh di bawah harga pokok produksi listrik tenaga surya. Sehingga kebijakan pemerintah tersebut tidak akan banyak memacu pertumbuhan investasi investas i pengusahaan PLTS. PLTS. Beberapa kendala pengusahaan PLTS yang lainnya adalah sebagai berikut : • Biaya investasi PLTS relatif besar dan kebanyakan penduduk miskin di daerah terpencil tidak memiliki dana tunai untuk melakukan investasi PLTS. Oleh karena itu dibutuhkan skema kredit yang sesuai;

Masyarakat umumnya berpandangan bahwa perangkat PLTS adalah produk impor, padahal hanya komponen panel surya yang belum diproduksi komersial di Indonesia. Oleh karena itu penumbuhan industri panel surya lokal menjadi sangat strategis dalam pengembangan PLTS; • Perangkat PLTS sudah banyak tersedia di pasar bebas, tetapi kualitas barang belum diawasi sehingga banyak juga beredar panel surya dengan kualitas rendah dan mengecewakan konsumen. Selain merusak citra kehandalan PLTS, beredarnya panel surya yang murah tetapi tidak berkualitas menyebabkan persaingan tidak sehat di pasar; • Bantuan pemerintah pemerint ah berupa hibah unit PLTS PLTS menimbulkan distorsi komersialisasi; • Belum ada kebijakan “Feed in Tariff” yang menarik untuk skema PLTS yang terkoneksi kepada jaringan PLN. •

4.2.2.5 Angin Pembangkit Listrik Tenaga Bayu (PLTB) merupakan sistem pembangkit listrik energi terbarukan yang tumbuh pesat dan menjadi pilihan utama untuk mencapai kewajiban renewable turbin bayu adalah teknologi baru bagi Indonesia, layaknya energi baru maka peran pemerintah yang lebih aktif masih sangat dibutuhkan untuk melakukan komersialisasi teknologi baru PLTB. Teknologi Teknologi turbin tur bin bayu yang modern moder n belum sepenuhnya dikuasai, sehingga masih dibutuhkan riset yang intensif untuk mengembangkan turbin bayu yang cocok dengan kondisi potensi energi bayu di Indonesia. Kemampuan manufaktur lokal untuk memproduksi turbin bayu dengan daya besar masih terbatas, oleh karena itu dibutuhkan kebijakan pull demand dari pemerintah agar manufaktur lokal dapat mengembangkan kapasitas produksinya. Harga beli PLN yang diatur dalam Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 31 Tahun 2009 tentang Harga Pembelian Tenaga Listrik oleh PT PLN (Persero) dianggap belum memihak terhadap pengusahaan energi bayu. Belum tersedia peta potensi angin dan data angin yang komperhensif; Belum ada pihak swasta yang melakukan investasi dalam pembangunan PLTB; Belum ada insentif yang cukup berarti bagi pengembangan industri yang berorientasi pada


187

Tantanga antangan n Invest Investasi asi Energi Baru, Terbaru erbarukan kan dan Konservasi Energi -

-

-

pemanfaatan energi angin; Belum ada mekanisme insentif untuk pengguna energi terbarukan khususnya PLTB; Investasi pembangkit PLTB relatif tinggi (harga energi masih tinggi) di bandingkan dengan investasi pembangkit konversional ; Belum terdapat kelembagaan yang memadai dan belum ada keseragaman kebijakan diantara departmen untuk pengelolaan penerapan PLTB; Masih kurangnya edukasi/sosialisasi aplikasi PLTB ke masyarakat.

4.2.2.6 Tantangan Tantangan Investasi Gerakan dan Perbedaan Suhu Lapisan Air Laut • Energi pasang surut skema bendungan memiliki biaya modal yang sangat tinggi, meski memiliki biaya operasi yang rendah. Akibatnya, skema pembangki pembangkitt pasang pasang surut mungkin tidak menghasilkan keuntungan selama bertahun-tahun, dan investor mungkin enggan untuk berpartisipasi dalam proyek seperti itu. • Pembangunan bendungan di sebuah muara memiliki efek yang cukup besar atas air di dalam penampungan dan terutama ekosistem. Beberapa pemerintah di negara lain enggan untuk memberikan memberikan persetujuan untuk pembangunan waduk pasang surut. Melalui penelitian yang dilakukan pada lokasi pembangkit pasang surut, telah ditemukan bahwa waduk pasang surut yang dibangun di mulut muara menimbulkan ancaman lingkungan yang mirip seperti bendunganbendungan besar. Pembangunan fasilitas pasang surut yang besar mengubah arus masuk dan keluar air laut dari muara, yang mengubah hidrologi dan salinitas dan mungkin mempengaruhi mamalia laut yang menggunakan muara sebagai habitat mereka. • Esiensi mengubah gerakan gelombang menjadi listrik masih relatif rendah. Secara umum, daya gelombang tersedia dalam kecepatan rendah. Generator listrik yang banyak tersedia beroperasi pada kecepatan yang lebih tinggi, dan kebanyakan turbin juga memerlukan aliran konstan dan tunak. • Bahan-bahan untuk perangkat pembangki pembangkitt energi gelombang yang dapat menahan kerusakan dari badai dan korosi air asin masih

188


•

•

•

•

relatif sukar dan berharga mahal. Kemungkinan kegagalan bersumber dari bearing yang tidak kuat atau sambungan las yang patah pada konstruksi. Wave farm dapat mengakibatkan perpindahan nelayan komersial, mengubah pola/rantai makanan wilayah pantai, dan mungkin memiliki potensi bahaya navigasi. Perangkat penangkap energi gelombang yang berada di dekat pantai juga berpotensi menimbulkan polusi suara. Sementara untuk perangkat yang berada di lepas pantai, potensi bahaya navigasi merupakan ancaman utama. Diperlukan diskusi intensif dengan badan yang mengurusi masalah ini untuk meminimalisir akibat yang tidak diinginkan. Pengalaman yang telah diperoleh dari industri lepas pantai lain, seperti eksplorasi minyak, dapat menjadi masukan berharga dalam perencanaan peralatan penangkap energi gelombang. Esiensi sistem OTEC secara keseluruhan yang masih rendah memberi implikasi ekonomi dan dampak lingkungan yang perlu dipertimbangkan. Masalah lain terdapat pada uida kerja atau refrigeran yang digunakan pada sistem tertutup memiliki potensi untuk bocor. Plant OTEC juga memerlukan sejumlah sejuml ah khlor untuk mencegah fouling pada penukar panas yang terus dilewati air laut. Bila jumlah khlor dan refrigeran yang lolos dari sistem melewati ambang batas yang aman, maka kehidupan biota laut dekat plant akan terganggu. Masalah ini pada gilirannya akan memicu permasalahan sosial yang lebih luas bila lokasi plant berdekatan dengan pantai yang dihuni oleh masyarakat. Pembangkit listrik OTEC memerlukan investasi modal yang cukup besar di awal. Berbagai upaya untuk mengembangkan mesin panas (heat engine) yang berbiaya rendah untuk mengeksploitasi perbedaan temperatur untuk penyediaan energi terus dilakukan. Peneliti OTEC berpendapat bahwa perusahaan-perusahaan sektor swasta mungkin akan enggan untuk membuat investasi awal yang sangat besar yang diperlukan untuk membangun pabrik skala besar kecuali harga bahan bakar fosil meningkat tajam atau sampai pemerintah

setempat memberikan insentif keuangan. Faktor lain yang menghambat komersialisasi komersial isasi OTEC adalah bahwa hanya ada beberapa ratus situs di daerah tropis yang berbasis darat (lokasi cukup dekat ke pantai dan memiliki kedalaman air laut cukup) untuk membuat pembangkit listrik berbasis OTEC menjadi layak.

4.2.3 Tantangan Investasi Konservas Konservasii Energi 1. Regulasi implementatif yang merupakan merupakan turunan dari PP No 70 tahun 2009 tentang Konservasi Energi belum sepenuhnya ada. 2. Biaya investasi yang tinggi untuk melakukan konservasi energi. 3. Konservasi energi belum menjadi isu yang penting di sebagian besar kalangan pengguna energi. 4. Insentif dan pendanaan pendanaan konservasi energi masih terbatas 5. Harga energi belum dapat mendorong masyarakat pengguna energi untuk berperilaku hemat 6. Wilayah aktivitas konservasi energi bersifat lintas Kementerian 7. Pengetahuan dan pemahaman pengguna energy terhadap kebijakan, peraturan dan program Konservasi Energi masih terbatas, 8. Kelayakan investasi di bidang Konservasi Energi yang dapat menurunkan biaya produksi / operasional kurang dipahami, 9. Informasiteknis mengenailangkahKonserva Konservasi si Energi yang efektif serta keberhasilan penerapannya belum terdistribusi secara meluas, 10. Belum tersedia “one stop access” informasi informasi teknis Konservasi Energi



 

   



 

 























  

  









        

       



  

   

 



   

 

 


189

4.3 4.3.1 4.3 .1

P

rogram Pengembangan Energi Baru, Terbarukan Terbarukan dan Konservasi Energi

Program Pengembangan Energi Baru

4.3.1.1 Gas Metana Batubara (Coal Bed Methane) Pengembangan GMB direncanakan akan dimulai pada tahun 2011 sebesar 4,25 MMSCfD atau setara 10,6 MW yang dikembangkan dari 5 Wilayah Kerja, sesuai Tabel 4.8 dibawah ini.

Tabel 4.8 Produksi GMB pada tahun 2011 Wilayah Kerja

MMSCfD

SETARA dalam MW

GMB Tanjung Enim

1

2,5

GMB Sangatta I

1

2,5

GMB Sekayu

1

2,5

0,25

0,625

1

2,5

4,25

10,6

GMB Barito Banjar II GMB Pulang Pisau J u m lah

Pengembangan GMB selanjutnya direncanakan pada tahun 2015 diperkirakan dapat memproduksi 500 MMSCfD, tahun 2020 diperkirakan dapat memproduksi 1.000 MMSCfD, tahun 2025 diperkirakan dapat memproduksi 1.500 MMSCfD. Setiap satu (1) MMSCfD setara dengan 2,5 MW, jadi untuk tahun 2025 produksi produk si GMB sebesar 1.500 MMSCfD setara dengan de ngan 3.750 MW. Pengembangan Pembangkit Tenaga Listrik Gasikasi Batubara juga mendapat perhatian serius PT PLN (Persero) dalam meningkatkan pasokan tenaga listrik nasional, sebagaimana table 4.9. Investasi yang dibutuhkan untuk implementasi pengembangan Pembangkit Tenaga Listrik Gasikasi Batubara, di cantumkan sebagaimana tabel 4.10

Tabel 4.9 Program Pengembangan Pembangkit EBT Skala Kecil PL PLT T Gasifkasi Batubara Tahun No

Pembangkit EBT

1

PLT Gasikasi Batubara

Satuan

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Total

15

15

15

15

25

25

25

30

30

195

Sumber: RUPTL PT PLN (Persero) 2010-2019 2010-2019

Tabel 4.10 Biaya Pengembangan Pembangkit EBT Skala Kecil PLT Gasifkasi Batubara No

Pembangkit EBT

Asumsi Investasi US$/kW

Tahun 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

1

PLT Gasikasi Batubara

2000

30

30

30

30

50

50

50

60

60

Total 390


190


4.3.1.3 Nuklir

Salah satu lokasi yang dapat dikembangkan untuk pembangunan PLTN adalah di Provinsi Bangka Belitung. Pembangunan PLTN di Bangka Belitung dilakukan dengan alasan sebagai berikut: a. Kondisi tofografi dan struktur tanah yang mendukung pembangunan PLTN. Seperti diketahui bahwa Provinsi Bangka Belitung merupakan salah satu propinsi yang kurang terpengaruh oleh pergerakan lempeng tektonik yang dapat menimbulkan gempa bumi, sehingga pembangunan PLTN di wilayah ini diperkirakan akan meminimalkan risiko PLTN terhadap gempa bumi. b. Adanya keinginan masyarakat dan Pemerintah Daerah untuk menjadikan Bangka Belitung sebagai lumbung energi, khususnya listrik. Pemerintah Daerah Bangka Belitung bercita-cita untuk menjadikan wilayah ini sebagai lumbung energi khususnya listrik karena wilayah ini sangat potensial sebagai salah satu lokasi PLTN di Indonesia guna memenuhi kebutuhan listrik Jawa-Bali dan Sumatera. c. Adanya dukungan masyarakat Bangka Belitung untuk menjadikan Bangka Belitung sebagai lokasi PLTN pertama di Indonesia. Pemerintah Daerah dan masyarakat Bangka Belitung saat ini mendukung wilayah ini sebagai lokasi PLTN pertama di Indonesia. Kondisi ini mungkin akan bergeser di kemudian hari seiring dengan perubahan sosial-politik di wilayah ini. Namun keberhasilan pembangunan dan pengoperasian PLTN diperkirakan akan meminimalkan perubahan tersebut.

4.3.2

Program Pengembangan Energi Terbarukan

4.3.2.1 Program Pengembangan Panas Bumi Dalam rangka meningkatkan pemanfaatan energi berbasis panas bumi, Pemerintah berencana menetapkan 9 Wilayah Kerja Panas Bumi (WKP) baru dengan potensi sumber daya sebesar 1.334Mwe.

Tabel 4.11 Rencana Penetapan WKP 2011 No

Nama Wilayah

Provinsi

Potensi (MW)

1

Bonjol

Sumatera Barat

200

2

Danau Ranau

Sumsel Lampung

210

3

Mataloko

NTT

63

4

Ciremei

Jawa Barat

150

5

Gn. Endut

Banten

80

6

Sembalun

NTB

120

7

Wai Ratai

Lampung

194

8

Simbolon Samosir

Sumatera Utara

225

9

Telomoyo

Jawa Tengah

92

Total

1334

Prioritas pengembangan panas bumi adalah untuk memperkuat pasokan tenaga listrik nasional, dimana investasi dilakukan oleh PT PLN (Persero) juga ditawarkan kepada pihak swasta melalui pembelian tenaga listrik swasta (IPP), sebagaimana tabel 4.11 dan tabel 4.12.


191

Program Pengembangan Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi Tabel 4.12 Program Pengembangan PLTP di Indonesia Nama Pembangkit

Satuan

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Ulubelu #1, 2

MW

55

55

-

-

-

-

-

-

-

Hululais #1, 2 (FTP 2)

MW

-

-

55

55

-

-

-

-

-

Sungai Penuh (FTP 2)

MW

-

-

55

55

-

-

-

-

-

Lahendong IV

MW

20

-

-

-

-

-

-

-

-

Program Percepatan Tahap 2

MW

-

175

415

1380

-

-

-

-

-

Baru

MW

-

-

10

-

30

220

330

325

370

Ulubelu #3,4 (FTP 2)

MW

-

-

55

55

-

-

-

-

-

Lumut Balai (FTP 2)

MW

-

-

110

110

-

-

-

-

-

Seulawah (FTP 2)

MW

-

-

-

55

-

-

-

-

-

Sarulla I (FTP 2)

MW

-

-

220

110

-

-

-

-

-

Rajabasa (FTP 2)

MW

-

-

-

220

-

-

-

-

-

Muara Laboh (FTP 2)

MW

-

-

-

220

-

-

-

-

-

Rantau Dedap (FTP 2)

MW

-

-

-

220

-

-

-

-

-

Sarulla II (FTP 2)

MW

-

-

-

110

-

-

-

-

-

Wai Ratai

MW

-

-

-

-

-

-

-

-

55

Pusuk Bukit

MW

-

-

-

-

-

-

-

55

55

Sorik Merapi (FTP 2)

MW

-

-

-

55

-

-

-

-

-

Sipaholon

MW

-

-

-

-

-

-

-

55

G. Talang

MW

-

-

-

-

-

-

-

20

-

Suoh Sekincau

MW

-

-

-

-

-

-

-

55

55

Danau Ranau

MW

-

-

-

-

-

-

-

-

110

Lahendong V (FTP 2)

MW

-

-

20

-

-

-

-

-

-

Lahendong VI (FTP 2)

MW

-

-

20

-

-

-

-

-

-

PLN - Sistem Sumatera Proyek on Going

PLN - Sistem Sulut Gorontalo Proyek on Going IPP - Sistem Jawa Bali Rencana

IPP - Sistem Sumatera Rencana

IPP - Sistem Sulut Gorontalo Rencana

Sumber: RUPTL PT PLN (Persero) 2010-2019

192


Tabel 4.13 Program Pengembangan PLTP IPP ( swasta) di Indonesia (1/2) Nama Pembangkit

Kapasitas (MW)

Tahun Operasi

10

2014

1 x 55,0

2013

1 x 60

2014

2 x 55

2018-2019

1 x 55,0

2014

Proyek Rencana PLTP Cibuni PLTP Dieng

PLTP Ungaran

1 x 30

2015

PLTP Rawa Dano

1 x 110,0

2014

PLTP Tangkuban Perahu I

2 x 55

2014

PLTP Tangkuban Perahu II

2 x 30

2014

PLTP Patuha

3 x 60

2013-2014

1 x 10,0

2013

3 x 55

2016-2018

1 x 60

2013

1 x 40

2013

PLTP Salak

1 x 40

2013

PLTP Darajat

2 x 55

2012, 2013

1 x 120

2012

1 x 120

2014

1 x 50

2018

1 x 30

2013

2 x 55

2014

1 x 55,0

2014

1 x 55,0

2017

2 x 55

2014

1 x 55,0

2013

2 x 55

2014

1 x 55,0

2019

1 x 110,0

2020

2 x 110,0

2019-2020

1 x 30

2019

1 x 55,0

2020

PLTP Baturaden

2 x 110,0

2014

PLTP Arjuno Welirang

2 x 55

2018-2019

1 x 55,0

2014

2 x 110,0

2016, 2017

PLTP Bedugul PLTP Kamojang

PLTP Wayang Windu

PLTP Karaha Bodas PLTP Guci PLTP Ijen PLTP Wilis/Ngebel PLTP Batu Kuwung PLTP Endut PLTP Mangunan

PLTP Iyang Argopuro


193

Program Pengembangan Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi Tabel 4.13 Program Pengembangan PLTP IPP ( swasta) di Indonesia (2/2) Nama Pembangkit

Kapasitas (MW)

Tahun Operasi

1 x 10,0

2019

1 x 10,0

2020

PLTP Gn Papandayan

2 x 55

2018-2019

PLTP Tampomas

1 x 45

2014

1 x 50

2014

2 x 55

2017-2018

PLTP Atadei (FTP2) PLTP Bora (FTP2)

1 x 5,0 1 x 5,0

2014 2014

PLTP Danau Ranau

2 x 55

2018, 2019

PLTP G. Talang

1 x 20,0

2018

PLTP Citaman Karang

PLTP Cisolok-Sukarame Proyek Rencana-Lanjutan


4.3.2.2

Program Pengembangan Energi Aliran dan Terjunan Air, Surya dan Angin

Program pengembangan energi aliran dan terjunan air, surya dan angin difokuskan untuk percepatan elektrikasi nasional, dimana saat ini (2010) rasio elektrikasi masih mencapai 67,15%.

Gambar 4.3 Rasio Elektrifkasi Nasional

194


Umumnya, sekitar 32,85% masyarakat yang belum menikmati aliran listrik merupakan masyarakat yang tinggal di daerah yang secara geografs tersebar berada di perdesaan maupun yang terisolasi/remote area yang tidak ekonomis bila kebutuhan energi listriknya dipasok oleh jaringan PLN karena biaya pokok penyediaan tenaga listriknya akan menjadi besar. Dalam hal ini, PT PLN (Persero) memfokuskan pengembangan pembangkit energi terbarukan skala menengah sebagaimana pada Tabel 4.14.

Tabel 4.14 Rencana Pengembangan Pembangkit Energi Aliran dan Terjunan Air, Surya dan Angin Tahun No

Pembangkit EBT

Satuan

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Total

1

PLT Surya

MWp

5

5

10

15

30

30

30

30

30

185

2

PLT Bayu

MW

5

5

8

8

8

10

10

10

10

74

3

PLTMH

MW

21

53

110

140

116

120

125

135

140

960


Investasi yang diperlukan dalam pengembangan energi terbarukan tersebut, tercantum sebagaimana Tabel 4.15 berikut.

Tabel 4.15 Biaya Pengembangan Pembangkit Energi Aliran dan Terjunan Air, Surya dan Angin No

Pembangkit EBT


Tahun 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Total

1

PLT Surya

5000

25

25

50

75

150

150

150

150

150

925

2

PLT Bayu

3000

15

15

24

24

24

30

30

30

30

222

3

PLTMH

2400

50

127

264

336

278

288

300

324

336

2304


Sementara itu, pengembangan pembangkit energi aliran dan terjunan air baik skala menengah maupun skala besar, investasi dilakukan oleh PT PLN (Persero) juga ditawarkan oleh phak swasta melalui mekanisme pembelian tenaga listrik swasta (IPP), sebagaimana sebagaiman a tabel 4.16 dan tabel 4.17.


195

Program Pengembangan Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi Tabel 4.16 (1/2) Program Pengembangan PLTA di Indonesia Nama Pembangkit

Satuan

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

PLN - Jawa Bali Rencana Kesamben

MW

-

-

-

-

-

-

37

-

-

Kalikonto 2

MW

-

-

-

-

-

62

-

-

-

Peusangan 1-2

MW

-

-

86

-

-

-

-

-

-

Asahan III (FTP 2)

MW

-

-

174

-

-

-

-

-

-

Marangin

MW

-

-

-

-

-

175

175

-

-

MW

-

-

-

-

-

-

-

98

-

-

-

-

-

65

-

-

-

-

PLN - Sistem Sumatera Rencana

PLN - Sistem Kalimantan Barat Rencana Nanga Pinoh PLN - Sistem Kalselteng Kaltim Rencana Kusan PLN - Sistem Sulsel Rencana Bakaru II

MW

-

-

-

-

-

-

-

-

126

Poko

MW

-

-

-

-

-

-

-

-

1 17 11

Rajamandala

MW

-

-

-

47

-

-

-

-

-

Jatigede

MW

-

-

-

110

-

-

-

-

-

IPP - Jawa Bali

IPP - Sistem Sumatera Rencana Wampu

MW

45

Lawe Mamas

MW

60

Asahan #4,5

MW

60

Simpang Aur

MW

30

29

IPP - Sistem Sulut Gorontalo Rencana Sawangan

MW

-

-

-

-

16

-

-

-

-


196


Tabel 4.16 (2/2) Program Pengembangan PLTA di Indonesia Nama Pembangkit

Satuan

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

MW

145 14

-

-

-

-

-

-

-

-

IPP - Sistem Sulsel Proyek on Going Poso (transfer ke selatan) Rencana Bonto Batu

MW

-

-

-

-

-

100

-

-

-

Malea

MW

-

-

-

-

-

90

-

-

-


Tabel 4.17 (1/2) Program Pengembangan PLTM IPP (Swasta) Nama Pembangkit

Kapasitas (MW)

Tahun Operasi

PLTM Hutaraja

2 x 2,3

2010

PLTM Manggani

1 x 1,1

2010

PLTM Parlilitan

3 x 2,5

2010

PLTM Ranteballa

2 x 1,2

2010

PLTM Silau 2

3 x 2,5

2010

PLTM Goal

2 x 0,8

2011

PLTM Lebong

4 x 3,0

2011

PLTM Manipi/Tangka I

1 x 3,5

2011

PLTM Manipi/Tangka II

1 x 6,5

2011

PLTM Manna

2 x 2,0

2011

PLTM Parluasan

2 x 2,1

2011

PLTM Bambalo III

1 x 2,3

2013

PLTM Batubota

1 x 2,5

2013

PLTM Bayang

2 x 3,0

2012

PLTM Belengan

1 x 1,2

2013

PLTM Biak I

1 x 1,5

2013

PLTM Biak II

1 x 1,3

2013

PLTM Biak III

1 x 1,2

2013

PLTM Bunta

1 x 2,5

2014

PLTM Duminanga

1 x 0,5

2013

PLTM Fatimah

1 x 1,4

2012

PLTM Gumanti

2 x 5,0

2012

PLTM Guning Tujuh

2 x 4,0

2012

PLTM Guntung

1 x 0,6

2012

Proyek on Going

Proyek Rencana


197

Program Pengembangan Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi Tabel 4.17 (2/2) Program Pengembangan PLTM IPP (Swasta) Nama Pembangkit

Kapasitas (MW)

Tahun Operasi

PLTM Hek

1 x 2,5

2012

PLTM Ibu

1 x 1,0

2012

PLTM Kambahan

1 x 1,5

2012

PLTM Kambaniru

1 x 2,0

2012

PLTM Karai-1

1 x 10,0

2013

PLTM Karai-12

1 x 6,0

2013

PLTM Karai-7

1 x 6,7

2013

PLTM Kokok Putih

1 x 3,8

2011

PLTM Kotaraya

1 x 0,8

2013

PLTM Lambangan

1 x 3,2

2014

PLTM Lubuk Gadang

1 x 4,0

2012

PLTM Mampueno/Sakita

1 x 1,2

2013

PLTM Milangodaa I

1 x 0,7

2013

PLTM Muara Sako

1 x 2,5

2012

PLTM Ngaoli

1 x 2,0

2012

PLTM Pakkat

2 x 5,0

2012

PLTM Pekasalo

1 x 1,2

2013

PLTM Sawidago I

1 x 2,0

2015

PLTM Sikarban

1 x 1,4

2012

PLTM Sinamar

2 x 5,0

2012

PLTM Sumpur

1 x 2,0

2012

PLTM Tarabintang

2 x 5,0

2012

PLTM Tarusan

1 x 3,0

2012

PLTM Telun Berasap

2 x 3,0

2012

PLTM Wai Nibe

4 x 1,3

2012-2017

PLTM Wai Tina

2 x 1,5

2012-2018

PLTM Wanokaka

1 x 1,6

2011

PLTM Wawopada

1 x 3,6

2013

Proyek Rencana-Lanjutan


198


4.3.2.3 Bioenergi 4.3.2.3.1 PLT Biomasa Pengembangan bioenergi difokuskan untuk penyediaan pasokan tenaga listrik, diantaranya adalah:

1. Pembangkit listrik sampah kota, 2. Pembangkit listrik industri hasil pertanian, 3. Pembangkit listrik industri gula Pengembangan listrik sampah kota disesuaikan dengan kondisi dan lokasi TPA sampah, sebagaimana pada Tabel 4.13.

Tabel 4.18 (1/2) Pengembangan PLT Sampah Kota No

Nama Kota

Jumlah Penduduk (Orang)

Potensi Sampah (ton/hari)

Nama TPA

1

DKI Jakarta

9.703.000

8.733 Bandar Gebang Sumur Batu

2

Batam

636.729

450 Telaga Punggur

3

Kota Semarang

1.495.000

1.345 Jatibarang

4

Kota Palembang

1.301.000

1.171 Sukawinata Karya Jaya

5

Kota Surabaya

2.847.000

2.562 Be B enowo

6

Kota Padang

758.000

682 Ai Air Dingin

7

Kota Pontianak

490.000

340 Ba B atu Layang

8

Kota Medan

2.014.000

1.812 Namo Bintang Terjun

9

Kota Bogor

3.600.000

3.240 Ga Galuga

10

Kota Malang

11

Kota Depok

1.352.000

1.217 Ci C ipayung

12

Kota Jogya, Sleman, Bantu;

2.408.000

2.000 Ngablak-Piyung

13

Kota Jambi

437.170

100 Ta Talang Gulo

14

Kota Samarinda

550.000

400 Bukit Pinang

15

Kab. Bogor

3.600.000

3.240 Pondok Rajeg

16

Kab. Tangerang

3.048.000

2.743 Jatiwaringin

17

Kota Sukabumi

2.210.000

1.989 Cigundul

18

Kab. Garut

2.050.000

1.844 Basir Bajing

19

Bali

1.896.000

445 Sarbagita Singaraja

20

Kota Madiun

679.841

612 Winongo

21

Kab. Jember

2.346.000

2.112 Pa P akusari

22

Kab. Cianjur

1.958.000

1.762 Pasir Sembung Pasir Bungur

23

Kab. Malang

2.469.000

2.222 Talang Agung Randu Agung

24

Kab. Sidoarjo

1.742.000

1.568 Desa Kupang

25

Kota Balikpapan

846.000

495.314

761 Su Supit Urang

400 Ma M anggar


199

Program Pengembangan Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi Tabel 4.18 (2/2) Pengembangan PLT Sampah Kota No

Nama Kota

Jumlah Penduduk (Orang)

Potensi Sampah (ton/hari)

Nama TPA

26

Kab. Banyuwangi

1.670.000

1.503 Bulusan Rogojambi

27

Kota Bandung

2.349.000

2.114 Leuwi Gajah

28

Kota & Kab. Tegal

3.910.000

3.519 Sarimukti

29

Kota & Kab. Cirebon

2.236.000

2.012

30

Kota Tangerang

1.502.000

1.352 Rawakucing

31

Kab. Purwakarta

-

32

Surakarta, Klaten & Boyolali

2.719.000

2.447

33

Kota & Kab. Tegal

1.650.000

1.485

34

Kota & Kab. Pasuruan

1.350.000

1.215

35

Kota & Kab. Probolinggo

1.450.000

1.300

36

Kota & Kab. Kediri

1.360.000

1.224

37

Kota Pakanbaru

670.000

603

38

Kota Bandar Lampung

782.000

703

39

Kota Makasar

1.143.000

1029

Ciwarung

Pengembangan listrik industri gula yang memanfaatkan bagasse tebu, disesuaikan dengan kondisi dan lokasi pabrik gula, sebagaimana pada Tabel 4.19.

Tabel 4.19 (1/3) Pengembangan PLT Industri Gula Wilayah

Nama Perusahaan

Kapasitas (ton/hari)

SUMATERA UTARA 1

PG. Kwala Madu, Binjai

3,941

2

PG. Sei Semayang, Deli Serdang

3,998

PG. Cinta Manis, Ogan Komering Ilir

5,023

4

PG. Bunga Mayang, Lampung Utara

5,979

5

PG. Gunung Madu, Lampung Tengah

11,432

6

PG. Gula Putih Mataram, Lampung Tengah

12,124

7

PG. Sweet Indo Lampung, Lampung Utara

10,539

SUMATERA SELATAN 3 LAMPUNG

JAWA BARAT 8

200

PG. Kadipaten, Majalengka


1,171

Tabel 4.19 (2/3) Pengembangan PLT Industri Gula Wilayah

Nama Perusahaan


9

PG. Jatiwangi, Majalengka

1,050

10

PG. Gempol, Cirebon

1,200

11

PG. Sindanglaut, Cirebon

1,780

12

PG. Karang Suwung, Cirebon

1,334

13

PG. Tersana Baru, Cirebon

3,015

14

PG. Jatitujuh, Majalengka

4,045

15

PG. Subang, Subang

2,852

16

PG. Banjaratma, Brebes

2,000

17

PG. Jatibarang, Brebes

2,000

18

PG. Pangka, Tegal

1,772

19

PG. Sumberharjo, Pemalang

1,798

20

PG. Sragi, Pekalongan

3,184

21

PG. Cepiring, Kendal

1,750

22

PG. Rendeng, Kudus

2,520

23

PG. Mojo, Sragen

2,726

24

PG. Tasikmadu, Karanganyar

3,218

25

PG. Colomadu, Karanganyar

1,300

26

PG. Ceperbaru, Klaten

1,350

27

PG. Gondangbaru, Klaten

1,452

28

PG. Kalibagor, Banyumas

1,250

29

PG. Pakisbaru, Pati

2,765

30

PG. Trangkil, Pati

3,267

31

PG. Madukismo, Bantul

3,100

32

PG. Krian, Sidoarjo

1,500

33

PG. Watutulis, Sidoarjo

2,085

34

PG. Tulangan, Sidoarjo

1,287

35

PG. Krembong, Sidoarjo

1,446

36

PG. Gempolperet, Mojokerto

5,742

37

PG. Jombangbaru, Jombang,

2,187

38

PG. Cukir, Jombang

2,897

39

PG. Lestari, Nganjuk

3,529

40

PG. Merican, Kediri

2,515

41

PG. Pesantren Baru, Kediri

5,607

42

PG. Ngadirejo, Kediri

5,615

JAWA TENGAH

JAWA TIMUR


201

Program Pengembangan Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi Tabel 4.19 (3/3) Pengembangan PLT Industri Gula Wilayah

Nama Perusahaan


43

PG. Mojopanggung,Tulungagung

2,521

44

PG. Sudono, Ngawi

2,289

45

PG. Purwodadi, Magetan

1,946

46

PG. Rejosari, Magetan

1,814

47

PG. Pagottan, Madiun

2,084

48

PG. Kanigoro, Madiun

1,729

49

PG. Kedawung, Pasuruan

2,194

50

PG. Wonolangan, Probolinggo

1,199

51

PG. Gending, Probolinggo

1,305

52

PG. Pajarakan, Probolinggo

1,117

53

PG. Jatiroto, Lumajang

5,762

54

PG. Semboro, Jember

4,515

55

PG. Pe Maas, Situbondo

56

PG. Wringinanom, Situbondo

57

PG. Olean, Situbondo

58

PG. Panji, Situbondo

1,573

59

PG. Asembagus, Situbondo

2,365

60

PG. Prajekan, Bondowoso

2,532

61

PG. Rejoagung Baru, Malang

3,900

62

PG. Kreber Baru,Malang

7,000

63

PG. Candi,Sidoarjo

1,700

64

PT. Tri Guna Gina, Malang

3,698

PG. Pelaihari, Tanah Laut

3,862

PG. Tolangohula Gorontalo

8,000

67

PG. Bone, Bone

2,194

68

PG. Camming, Bone

2,517

69

PG. Takalar, Takalar

2,842

838 1,084 963

KALIMANTAN SELATAN 65 SULAWESI UTARA 66 SULAWESI SELATAN

Total

202


212888

Sementara itu, pengembangan biodiesel, bioetanol dan minyak nabati murni, mengacu Peraturan Menteri ESDM Nomor 32 tahun 2008 mewajibkan minimum pemanfaatan (mandatory) sebagaimana tabel berikut:

Tabel 4.20 Pentahapan Kewajiban Minimal Pemanfaatan Biodiesel Januari 2010

Jenis Sektor

Januari 2015

Januari 2020

Januari 2025

Keterangan

Rumah Tangga

Saat ini tidak ditentukan

Transportasi PSO

2,5%

5%

10%

20% Terhadap kebutuhan total

Transportasi Non PSO

3%

7%

10%

20%

Industri dan Komersial

5%

10%

15%


Pembangkit Listrik

1%

10%

15%


Tabel 4.21 Pentahapan Kewajiban Minimal Pemanfaatan Bioetanol Jenis Sektor

Januari 2010

Januari 2015

Januari 2020

Januari 2025

Keterangan

Rumah Tangga


Transportasi PSO

3%

5%

10%


Transportasi Non PSO

7%

10%

12%

15%

Industri dan Komersial

7%

10%

12%


Pembangkit Listrik


Tabel 4.22 Pentahapan Kewajiban Minimal Pemanfaatan Minyak Nabati Murni Jenis Sektor

Januari 2010

Januari 2015

Januari 2020

Januari 2025

Keterangan

Rumah Tangga Industri dan Transportasi (Low and medium speed engine)

Saat ini tidak ditentukan Industri

1%

3%

5%

10%

Marine

1%

3%

5%

10%

1%

5%

7%


Pembangkit listrik

Sementara itu, Pembangkit Tenaga Listrik Biomassa dan Biofuel juga dikembangkan oleh PT PLN (Persero) sebagaimana tabel 4.23, dimana dibutuhkan biaya investasi sebagaimana table 4.24.

Tabel 4.23 Program Pengembangan Pembangkit EBT Skala Kecil PLT Biomassa dan Biofuel Tahun No

Pembangkit EBT

Satuan

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Total

1

PLT Biomass

MW

10

10

10

10

25

25

25

25

40

180

2

PLT Biofuel

MW

0,5

2,0

2,0

2,0

3,0

5,0

5,0

10,0

10,0

40



203

Program Pengembangan Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi Tabel 4.24 Biaya Pengembangan Pembangkit EBT Skala Kecil PLT Biomassa dan Biofuel No

Pembangkit EBT


Tahun 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Total

1

PLT Biomass

2500

25

25

25

25

63

63

63

63

100

452

2

PLT Biofuel

2500

1

5

5

5

8

13

13

25

25

100


4.3.2.6 Energi Gerakan dan Perbedaan Suhu Lapisan Laut (Samudera) Karena sampai saat ini pengembangan energi samudera baru mencapai tahap penelitian dan pengembangan serta proyek percontohan (pilot project), maka rencana pengembangan akan diprioritaskan untuk pemanfaatan energi skala kecil untuk daerah-daerah atau pulau - pulau terpencil yang tidak terjangkau oleh rencana pengembangan jaringan PLN atau secara ekonomis biaya pembangkitan (Biaya Pokok Penyediaan - BPP) dengan memanfaatkan sumber energi konvensional (baca : BBM) pada daerah-daerah tersebut cukup tinggi, sehingga harga energi samudera relatif dapat bersaing.

Pengembangan Pembangkit Tenaga Listrik Samudera juga dilakukan oleh PT PLN (Persero) sebagaimana tabel 4.20 dengan biaya investasi yang dibutuhkan sebagaimana tabel 4.21.

Tabel 4.25 Program Pengembangan Pembangkit EBT Skala Kecil PLT Samudera Tahun No

1

Pembangkit EBT

PLT Kelautan

Satuan

MW

2011

2012

2013

2014

2015

2016

0,0

0,2

0,3

0,5

1,0

1,5

2017

2,0

2018

2,0

2019

2,5

Total

10


Tabel 4.26 Biaya Pengembangan Pembangkit EBT Skala Kecil PLT Samudera No

1

Pembangkit EBT

PLT Kelautan


6000

Tahun 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

0

1

2

3

6

9

12

2018

12

2019

15

Total

60


4.3.3 Program Konservasi Energi Sektor Industri Dalam rangka pencapaian target penghematan energi di sektor Industri sebesar 20%, telah dirancang berbagai program yang mengarah pada peningkatan esiensi energi, melalui implementasi Sistem Manajemen Energi. Program Pemantauan dan Evaluasi Manajemen Energi dirancang untuk memastikan ”industri wajib” melaksanakan Manajemen Energi di perusahaannya masing-masing dengan baik. Sejalan dengan persiapan sumberdaya manusia, melalui sertikasi Manajer dan Auditor Energi, pemantauan pelaksanaan Manajemen Energi di Industri dilaksanakan secara bertahap, berfokus dan dimulai dari badan usaha yang mengkonsumsi energi besar. Sampai dengan akhir tahun 2015 diharapkan seluruh industri yang mengkonsumsi energi di

204


atas atau sama dengan 6.000 TOE/ tahun telah melaksanakan Manajemen Energi, sesuai ketentuan dalam PP 70 Tahun 2009. Dengan demikian diharapkan pada akhir tahun 2025 terjadi penghematan energi sebesar 308.032 ribu TOE.

Tabel 4.27 Penghematan Energi Melalui Program Pemantauan dan Evaluasi Implementasi Manajemen Energi Sektor Industri

Klasifkasi Sub Sektor Industri

Produk Makanan dan Minuman

2011

2012

2013

2014

2016 2020

2015

2021 2025

658

1.029

1.268

1.641

2.082

6.618

6.618

-

63

63

223

319

429

429

4.743

6.253

7.385

8.763

10.613

19.777

59.611

Pakaian Jadi

830

1.490

2.003

2.385

2.440

4.066

12.329

Pakaian dengan Bahan Kulit Binatang

182

290

299

335

649

1021

3.071

Produk dari Kayu selain Furniture

186

308

400

765

1.130

1.833

4.326

Kertas dan Produk berbahan kertas

653

1.863

2.187

2.748

3.169

5.612

17.904

Produk dari media cetak

-

-

-

119

166

276

863

Batubara dan bahan bakar dari nuklir

-

-

-

-

19

148

148

3.209

4.030

4.419

4.604

4.812

9.106

30.679

685

1.034

2.094

2.795

3.230

5.650

17.864

1.817

3.790

4.293

4.848

5.304

27.014

43.782

10.606

11.383

12.554

13.223

13.793

25.940

74.330

395

629

662

770

1.053

1.742

5.244

Mesin dan peralatan

-

127

152

261

487

675

1739

Alat - alat kantor dan komputer

-

-

-

-

-

-

-

203

309

318

490

605

983

2.951

Radio, televisi dan barang komunikasi

-

-

-

173

214

304

833

Obat - obatan

-

-

-

-

-

-

-

Kendaraan bermotor, trailer dan semi trailer

923

1.178

1.187

1.573

1.922

3.306

10.274

Peralatan transportasi lain

801

852

8.61

1.087

1.172

2.056

6.618

1.227

1.232

1.240

1.294

1.406

2.543

8.421

27.118

35.860

41.383

48.097

54.586

119.100

308.032

Tembakau Tekstil

Bahan Kimia Karet dan barang berbahan plastik Produk mineral selain besi baja Bahan besi baja Produk besi baja pabrikan selain mesin

Mesin - mesin listrik

Furniture dan manufaktur Akumulasi Penghematan Energi

(dalam Ribu TOE)


205

Program Pengembangan Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi Pemilihan badan usaha untuk ditetapkan sebagai obyek atau peserta program Manajemen Energi didasarkan pada besarnya rata-rata konsumsi energi pada masing-masing sub sektor industri. Jumlah peserta setiap tahunnya yang dipantau sesuai dengan jadwal pelaksanaan yang direncanakan. Besarnya penghematan energi yang ditargetkan terjadi untuk masing-masing sub sektor industri per tahun dapat dilihat pada Tabel 4.27. Bagi industri yang mengkonsumsi energi di bawah 6.000 TOE pertahun, disediakan Program Kemitraan

Implementasi Konservasi Energi berupa Audit Energi dan bimbingan teknis secara gratis. Penerapan program kemitraan pada 375 industri sampai dengan tahun 2015 dan 50 industri untuk tahun – tahun berikutnya, diharapkan dapat menurunkan pemakaian energi di sektor industri sebesar 40.217 ribu TOE di akhir tahun 2025. Secara rinci langkah – langkah Konservasi Energi untuk memperoleh penghematan energi tersebut dijabarkan pada Tabel 4.28.

Tabel 4.28 Penghematan Energi Tahunan Melalui Program Kemitraan Implementasi Konservasi Energi Sektor Industr (dalam Ribu TOE)

2011

2012

2013

2014

2015

2016 2020

2021 2025

Produk Makanan dan Minuman

-

-

-

-

-

481

4.086

Tembakau

-

-

-

-

-

30

117

Tekstil

-

-

-

-

823

5.435

11.218

87

189

299

299

299

1.406

2.338

Pakaian dengan Bahan Kulit Binatang

-

38

90

145

145

708

1.221

Produk dari Kayu selain Furniture

-

-

-

-

-

1.606

2.075

Kertas dan Produk berbahan kertas

-

-

-

-

-

864

1.337

Produk dari media cetak

-

-

-

-

-

765

1.247

Batubara dan bahan bakar dari nuklir

-

-

-

-

-

-

-

Bahan Kimia

-

-

-

-

-

2.536

3.552

Karet dan barang berbahan plastik

-

-

-

-

-

2.250

4.185

Produk mineral selain besi baja

-

-

-

-

-

229

1.314

Bahan besi baja

-

-

-

-

-

1.065

1.708

43

108

218

218

218

797

1.088

114

114

114

114

114

445

612

Alat - alat kantor dan komputer

-

-

-

-

-

-

-

Mesin - mesin listrik

-

-

-

-

-

671

1.383

43

99

99

99

99

478

784

Obat - obatan

-

-

-

-

-

-

-

Kendaraan bermotor, trailer dan semi trailer

-

90

234

234

234

842

1.148

Peralatan transportasi lain

-

36

94

94

94

362

497

Furniture dan manufaktur

-

-

-

-

-

253

327

287

674

1148

1.203

2.026

21.223

40.217


Pakaian Jadi

Produk besi baja pabrikan selain mesin Mesin dan peralatan

Radio, televisi dan barang komunikasi

Akumulasi Penghematan Energi

206


Pemilihan badan usaha untuk ditetapkan sebagai obyek atau peserta program Kemitraan ini didasarkan pada besarnya rata-rata konsumsi energi pada masingmasing sub sektor industri. Jumlah peserta setiap tahun disesuaikan dengan jadwal pelaksanaan yang drencanakan. Program ini terutama diberikan untuk fasilitas milik Pemerintah serta BUMN/ BUMD, sebagai fasilitasi/ dukungan dalam menerapkan Instruksi Presiden No. 2 Tahun 2008 tentang Penghematan Energi dan Air. Melalui program ini, besarnya penghematan energi per tahun yang diharapkan terjadi untuk masing-masing sub sektor industri dapat dilihat pada Tabel 4.28. Dengan demikian secara keseluruhan pada tahun 2025 akan diperoleh penghematan di sektor industri

sebesar 20,64% atau setara dengan 28.185.920 TOE, seperti yang ditunjukkan pada Tabel 4.29. Untuk industri yang memproduksi peralatan pemanfaat energi dilibatkan dalam program Standar Wajib Hemat Energi dan Label Hemat Energi, agar mereka terdorong untuk memproduksi peralatan dengan tingkat esiensi energi yang tinggi. Dalam program ini, para produsen dan importir wajib mencantumkan kinerja energi pada seluruh peralatan pemanfaat energi rumah tangga pada tahun 2012. Program Pelabelan Tingkat Esiensi Energi pada Peralatan Pemanfaat Energi Rumah Tangga dilaksanakan secara bertahap, dimulai pada peralatan utama yang banyak menggunakan energi.

Tabel 4.29 (1/2) Tahapan Pencapaian Pengehematan Energi Sektor Industri (dalam Ribu TOE)

2011

2012

2013

2014

2015

2016 2020

2021 2025

%

0,088%

0,134%

0,162%

0,202%

0,246%

0,563%

0,880%

TOE

60.907

95.166

117.269

151.755

192.59

%

0,000%

0,008%

0,008%

0,018%

0,023%

0,032%

0,047%

-

5.822

5.822

14.773

19.181

29.906

59.648

%

0,636%

0,824%

0,955%

1104%

1289%

2159%

3977%

TOE

438.699

578.399

683.085

810.579

%

0,111%

0,194%

0,253%

0,294%

0,300%

TOE

76.749

137.813

185.245

220.593

225.683

%

0,024%

0,043%

0,050%

0,058%

0,090%

0,149%

0,251%

TOE

16.856

30.4

35.923

43.345

72.324

144.916

343.772

%

0,025%

0,040%

0,051%

0,090%

0,127%

0,272%

0,435%

TOE

17.166

28.498

36.993

70.758

104.496

283.704

599.588

%

0,088%

0,238%

0,276%

0,336%

0,378%

0,587%

1096%

TOE

60.382

172.358

202.3

254.227

293.146

%

0,000%

0,000%

0,000%

0,013%

0,018%

0,073%

0,115%

-

-

-

10.967

15.395

83.27

166.18

0,000%

0,000%

0,000%

0,000%

0,002%

0,010%

0,010%

-

-

-

-

1.792

11.793

11.793

%

0,430%

0,553%

0,578%

0,609%

0,641%

1072%

1973%

TOE

296.839

372.749

408.757

435.513

465.212

%

0,092%

0,135%

0,258%

0,334%

0,377%

TOE

63.378

95.65

193.65

258.556

298.789


Produk Makanan dan Minuman Tembakau Tekstil Pakaian Jadi Pakaian dengan Bahan Kulit Binatang Produk dari Kayu selain Furniture Kertas dan Produk berbahan kertas Produk dari media cetak Batubara dan bahan bakar dari nuklir Bahan Kimia Karet dan barang berbahan plastik

TOE

TOE % TOE

581.936 1.198.757

981.657 2.050.801 5.588.897 0,472%

0,839%

437.794 1.151.354

549.831 1.540.455

995.247 2.748.359 0,672%

1236%

661.229 1.757.762


207

Program Pengembangan Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi Tabel 4.29 (2/2) Tahapan Pencapaian Pengehematan Energi Sektor Industri (dalam Ribu TOE) Klasifkasi Sub Sektor Industri

Produk mineral selain besi baja Bahan besi baja Produk besi baja pabrikan selain mesin Mesin dan peralatan Alat - alat kantor dan komputer Mesin - mesin listrik Radio, televisi dan barang komunikasi Obat - obatan Kendaraan bermotor, trailer dan semi trailer Peralatan transportasi lain Furniture dan manufaktur Akumulasi Penghematan Energi

2012

2013

2014

2015

%

0,244%

0,489%

0,548%

0,607%

0,653%

TOE

168.033

350.525

397.089

448.425

%

1422%

1519%

1654%

1726%

TOE

2021 2025

2039%

2751%

490.608 2.193.190 3.578.812 1783%

2618%

4565%

980.989 1.052.873 1.161.178 1.223.116 1.275.822 2.301.136 6.090.406

%

0,059%

0,096%

0,113%

0,124%

0,152%

0,233%

0,384%

TOE

40.517

68.212

81.382

91.237

117.563

215.948

510.335

%

0,015%

0,031%

0,034%

0,046%

0,068%

0,101%

0,150%

10.5

22.201

24.542

34.68

55.59

95.817

191.358

0,000%

0,000%

0,000%

0,000%

0,000%

0,000%

0,000%

-

-

-

-

-

-

-

%

0,027%

0,040%

0,042%

0,060%

0,071%

0,138%

0,245%

TOE

18.782

28.618

29.447

45.358

55.917

137.387

345.309

%

0,006%

0,013%

0,013%

0,031%

0,036%

0,065%

0,0949%

4.015

9.199

9.199

25.176

28.992

65.38

121.179

0,000%

0,000%

0,000%

0,000%

0,000%

0,000%

0,000%

-

-

-

-

-

-

-

%

0,124%

0,156%

0,173%

0,215%

0,250%

0,376%

0,666%

TOE

85.417

108.978

123.135

158.921

191.172

345.761

910.282

%

0,108%

0,119%

0,127%

0,151%

0,160%

0,233%

0,420%

TOE

74.852

82.293

89.112

109.977

117.863

207.274

571.834

%

0,165%

0,165%

0,166%

0,172%

0,183%

0,271%

0,508%

TOE

113.538

113.936

114.686

119.648

130.064

237.968

699.84

3,66%

4,78%

5,46%

6,19%

6,85%

12,13%

20,64%

2.527.620 3.354.320 3.898.815 4.527.692 5.133.856

11.630.290

28.185.920

TOE % TOE

TOE % TOE

% TOE

Pelaksanaan Program Standar Wajib Rancangan Hemat Energi pada pabrik baru, diberlakukan mulai tahun 2012. Apabila terjadi penggantian peralatan pada pabrik lama, diwajibkan menggunakan peralatan yang esien dan ketentuan ini diberlakukan mulai tahun 2016. Selanjutnya kewajiban menggunakan proses yang esien sesuai dengan standar yang ditetapkan dimulai pada tahun 2021. Sektor Komersial Program Pemantauan dan Evaluasi Manajemen Energi juga dirancang untuk memastikan ”bangunan wajib” melaksanakan Manajemen Energi di perusahaannya masing-masing dengan baik. Sejalan

208

2016 2020

2011


dengan persiapan sumberdaya manusia melalui pelatihan dan sertikasi Manajer dan Auditor Energi di bangunan, pemantauan pelaksanaan Manajemen Energi di bangunan dilaksanakan secara bertahap, berfokus dan dimulai dari badan usaha yang mengkonsumsi energi besar. Dengan melahirkan Manajer dan Auditor Energi sebanyak masing – masing 60 orang, sampai dengan akhir tahun 2015 diharapkan seluruh bangunan yang mengkonsumsi energi > 6.000 TOE/ tahun telah melaksanakan Manajemen Energi, sesuai ketentuan dalam PP 70 Tahun 2009. Pemilihan badan usaha di masing-masing untuk ditetapkan sebagai obyek atau peserta program Manajemen Energi didasarkan

pada besarnya rata-rata konsumsi energi pada masing-masing sub sektor komersial. Jumlah peserta setiap tahun disesuaikan dengan jadwal pelaksanaan yang telah direncanakan. Besarnya penghematan energi untuk masing-masing sub sektor komersial dapat dilihat pada Tabel 4.25 di bawah ini. Diharapkan pada akhir tahun 2025, terjadi penghematan energi di sektor komersial sebesar 3,483.60 ribu TOE.

Tabel 4.30 Penghematan Energi Melalui Program Pemantauan dan Evaluasi Implementasi Manajemen Energi Sektor Komersial (dalam Ribu TOE)

Jenis Bangunan

2011

2012

2013

2014

20162020

2015

20212025

20262030

Apartemen

-

-

-

-

-

-

-

-

Gedung Pertemuan

-

-

-

-

-

-

-

-

Hotel

-

15,91

15,91

103,97

205,37

205,37

205,37

205,37

Kantor Pemerintah

19,61

19,61

19,61

80,92

180,01

180,01

180,01

180,01

Kantor Swasta

299,58

345,62

345,62

393,60

595,81

2.229,78

2.229,78

2.229,78

Mal

-

106,48

112,49

137,28

163,95

868,43

868,43

868,43

Perumahan

-

-

-

-

-

-

-

-

Rumah Sakit Swasta

-

-

-

-

-

-

-

-

Rumah Sakit Umum (Pemerintah)

-

-

-

-

-

-

-

-

Supermarket

-

-

-

-

-

-

-

-

487,62

493,63

715,77

1.145,14

3.483,60

3.483,60

Akumulasi Pengehematan

319,19

3.483,60

Bagi bangunan yang mengkonsumsi energi di bawah 6.000 TOE pertahun, disediakan Program Kemitraan Implementasi Konservasi Energi berupa Audit Energi dan bimbingan teknis secara gratis. Penerapan program kemitraan pada 325 bangunan sampai dengan tahun 2015 dan 45 bangunan untuk tahun – tahun berikutnya, diharapkan terjadi penurunan pemakaian energi di kelompok bangunan tersebut sebesar 17.876,20 ribu TOE di akhir tahun 2025. Pemilihan badan usaha di masing-masing untuk ditetapkan sebagai obyek atau peserta program kemitraan ini didasarkan pada besarnya rata-rata konsumsi energi pada masing-masing jenis bangunan. Jumlah peserta setiap tahun disesuaikan dengan jadwal pelaksanaan yang sudah ditentukan. Besarnya penghematan energi melalui Program Kemitraan untuk masing-masing jenis bangunan dapat dilihat pada Tabel 4.31 berikut ini.


209

Program Pengembangan Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi Tabel 4.31 Penghematan Energi Melalui Program Kemitraan Implementasi Konservasi Energi Sektor Komersial (dalam Ribu TOE)

Jenis Bangunan

2011

2012

2013

2014

2015

20162020

20212025

20262030

Apartemen

21,96

21,96

37,59

46,48

72,93

417,86

631,17

948,61

Gedung Pertemuan

16,52

16,52

16,52

48,81

142,29

332,42

332,42

332,42

63,64

72,59

160,65

160,65

1.001,45

1.556,26

1.556,26

8,81

43,31

43,31

43,31

1.025,06

2.255,66

2.255,66

368,44

482,69

574,68

673,65

4.103,07

5.288,44

7.184,50

117,22

260,70

301,41

345,21

3.592,72

4.462,67

4.462,67

Perumahan

12,79

12,79

22,66

47,68

47,68

47,68

Rumah Sakit Swasta

11,56

36,44

48,48

86,63

231,57

231,57

Hotel Kantor Pemerintah Kantor Swasta Mal

117,22

Rumah Sakit Umum (Pemerintah)

7,33

7,33

21,78

38,80

101,89

292,84

292,84

292,84

Supermarket

13,58

13,58

19,91

35,79

46,55

262,71

563,99

563,99

Akumulasi Pengehematan

176,61

617,50

979,45

1.299,16

1,657.64

11.166,94

15.662,69

17.876,20

210


Pelaksanaan Program Standar Wajib Rancangan Hemat Energi pada bangunan baru diberlakukan mulai tahun 2012. Apabila terjadi penggantian peralatan pada bangunan lama, diwajibkan menggunakan peralatan yang esien dan ketentuan ini diberlakukan mulai tahun 2016. Resume tahapan pencapaian taget penghematan energi di Sektor Komersial dapat dilihat pada Tabel 4.32.

Tabel 4.32 Tahapan Pencapaian Target Penghematan Energi Sektor Komersial Jenis Bangunan

Apartemen Gedung Pertemuan Hotel Kantor Pemerintah Kantor Swasta Mal Perumahan Rumah Sakit Swasta Rumah Sakit Umum (Pemerintah) Supermarket Akumulasi Pengehematan

2011

%

2012

2013

2014

2015

2016 2020

2021 2025

0,04%

0,04%

0,06%

0,07%

0,10%

0,36%

0,46%

1.32

1.32

2.132

2.561

3.747

13.516

17.330

0,03%

0,03%

0,03%

0,07%

0,18%

0,32%

0,32%

993

993

993

2.552

6.745

12.130

12.130

0,00%

0,12%

0,13%

0,24%

0,36%

1,00%

1,26%

-

4.445

4.910

9.160

13.709

37.521

47.440

%

0,03%

0,04%

0,09%

0,17%

0,29%

1,03%

1,61%

TOE

1.179

1.671

3.463

6.422

10.867

38.671

60.674

%

0,55%

1,11%

1,26%

1,44%

1,68%

7,18%

8,36%

TOE

20.582

41.670

47.603

54.358

63.429

270.604

314.842

%

0,19%

0,34%

0,54%

0,59%

0,65%

2,39%

2,81%

TOE

7.047

12.996

20.447

22.412

24.377

90.219

105.773

%

0,00%

0,00%

0,02%

0,02%

0,03%

0,05%

0,05%

-

-

664

664

1.107

1.815

1.815

0,00%

0,00%

0,02%

0,05%

0,06%

0,09%

0,16%

-

-

600

1.801

2.341

3.422

6.013

0,01%

0,01%

0,01%

0,01%

0,06%

0,08%

0,08%

441

441

441

441

2.322

3.152

3.152

0,02%

0,02%

0,03%

0,05%

0,06%

0,23%

0,37%

816

816

1.145

1.911

2.394

8.643

13.950

%

0,86%

1,71%

2,19%

2,71%

3,48%

12,73%

15,48%

TOE

32.378

64.352

82.398

102.282

131.038

479.692

583.120

TOE % TOE % TOE

TOE % TOE % TOE % TOE


211

Program Pengembangan Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi Sektor Transportasi Penyediaan sarana transportasi umum masal bagi penumpang yang aman, nyaman dan cepat, diharapkan akan terjadi pengalihan penumpang dari kendaraan pribadi ke Sarana Transportasi Umum Masal. Dengan target komposisi penumpang kendaraan pribadi dan masal (saat ini 80% berbanding 20%) menjadi 40% kendaraan pribadi dan 60% kendaraan umum masal, diharapkan akan terjadi penghematan bahan bakar minyak sebesar 13.940.507 TOE pada akhir tahun 2025, seperti yang diperlihatkan pada Tabel 4.33 di bawah ini.

penggunaan bahan bakar minyak. Pengalihan angkutan barang dari truk ke kereta api juga merupakan salah satu langkah yang perlu dilaksanakan di sektor transportasi ini. Langkah ini dapat menghemat sekitar 50% dari kebutuhan energi untuk pengangkutan barang dengan truk, oleh karena intensitas Energi truk mencapai 2 kali lipat dibandingkan dengan angkutan dengan Kereta Api. Mengkampanyekan cara perawatan dan berkendaraan dengan hemat dan bersih lingkungan untuk masyarakat luas melalui berbagai media juga

Tabel 4.33 Penghematan Energi Melalui Pengalihan Penumpang dari Kendaraan Pribadi ke Transportasi Umum Masal Penghematan Energi Tahun

Kilo Liter

TOE

Komposisi (%) % Konsumsi Sektor

Mobil Pribadi

Transportasi Umum

2011

431.289,20

353.664,53

1,29

78,79

21,21

2012

1.294.185,82

1.061.232,37

3,64

75,93

24,07

2013

1.987.275,96

1.629.566,29

5,26

73,18

26,82

2014

2.325.817,81

1.907.170,61

5,80

71,33

28,67

2015

3.331.683,64

2.731.980,59

7,81

68,40

31,60

2016

4.246.488,19

3.482.120,32

9,37

65,25

34,75

2017

5.195.094,84

4.259.977,77

10,78

62,36

37,64

2018

6.044.225,17

4.956.264,64

11,80

60,26

39,74

2019

6.983.344,00

5.726.342,08

12,83

58,10

41,90

2020

8.028.558,69

6.583.418,12

13,87

56,29

43,71

2021

9.141.819,62

7.496.292,09

14,86

54,46

45,54

2022

10.847.897,91

8.895.276,28

16,58

51,26

48,74

2023

12.728.116,78

10.437.055,76

18,30

48,38

51,62

2024

14.677.248,17

12.035.343,50

19,85

45,31

54,69

2025

17.000.618,88

13.940.507,48

21,62

42,35

57,65

Pada Tabel 4.28 terlihat bahwa melalui langkah pengalihan penumpang ini, secara bertahap terjadi penurunan penghematan energi di sektor transportasi, dan mencapai 21,62% di tahun 2025. Melalui penerapan ITS - Intelligent Transport System atau ATCS - Area Trafc Control System) serta Road Pricing Tariff, diharapkan dapat memperlancar arus lalu lintas, sehingga dapat mencegah terjadinya kemacetan lalulintas, yang pada akhirnya dapat mengurangi

212


merupakan langkah yang secara periodik perlu dilakukan, agar disiplin berlalulintas dapat ditingkatkan. Demikian pula penggunaan kendaraan berteknologi Hemat Energi (Hybrid Car) yang dapat menghemat penggunaan bahan bakar hingga mencapai 40% perlu difasilitasi melalui pengurangan ”import duty”.

Tabel 4.34 Contoh Perhitungan Intensitas Energi Angkutan Barang : Truk vs KA Deskripsi

Jumlah

Satuan

Truk Jarak Jakarta Surabaya

800

Km

Kapasitas muatan truk

30

Ton

3

Km

Penggunaan BBM total

267

Liter

Intensitas Energi Truk

8,89

Liter/Ton.Km

Jarak Jakarta Surabaya

800

Km

Kapasitas muatan KA, 1 rangkaian 15 gerbong @40 ton

600

Ton

Jarak tempuh penggunaan BBM per liter

0,33

Km

2.4

Liter

4,00

Liter/Ton.Km

4,89

Liter/Ton.Km

55.00%

%

Jarak tempuh penggunaan BBM per liter

Kereta Api

Penggunaan BBM total Intensitas Energi KA Penghematan Energi

Beberapa langkah penghematan BBM lainnya yang perlu dilakukan adalah Penerapan “Road Pricing Tariff”, Penerapan Labelisasi Hemat Energi pada Kendaraan Bermotor, Penggunaan “non-motorized transportation” serta Penerapan Parking Management. Diharapkan melalui langkah – langkah tersebut di atas

akan terjadi penghematan sekitar 5% dari pemakaian bahan bakar. Dengan demikian pada akhir tahun 2025, Sektor Transportasi dapat berkontribusi terhadap penghematan energi sebesar 24,62% atau setara dengan15.874.902 TOE, seperti yang diperlihatkan pada Tabel 4.35 di bawah ini.

Tabel 4.35 (1/2) Tahapan Pencapaian Target Penghematan Energi Sektor Transportasi

No

Tahapan Pencapaian Target Penghematan Energi

Program/Langkah Penghematan Energi

1

Pengalihan penumpang kendaraan pribadi ke transportasi umum masal

2

Penerapan manajemen lalulintas dan kendaraan berteknologi hemat energi

2011

2012

2013

2014

2015

20162020

20212025

%

1,29

3,64

5,26

5,80

7,81

13,87

21,62

TOE

353.665

1.061.232

1.629.566

1.907.171

2.731.981

6.583.418

13.940.507

Optimasi angkutan kereta api untuk angkutan barang


213

Program Pengembangan Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi Tabel 4.35 (2/2) Tahapan Pencapaian Target Penghematan Energi Sektor Transportasi No



2011

2012

2013

2014

2015

20162020

20212025

Peningkatan disiplin masyarakat berlalulintas Penerapan "road pricing tariff" Penerapan labelisasi hemat energi pada kendaraan bermotor Penggunaan "non-motorized transportation" Penerapan Parking Management Penggunaan kendaraan bertekonologi hemat energi % TOE Akumulasi Penghematan Energi

% TOE

0,25

0,50

0,75

1,00

1,50

2,00

3,00

68.588

145.708

232.257

329.097

524.633

949.172

1.934.394

1,54

4,14

6,01

6,80

9,31

15,87

24,62

422.252

1.206.941

1.861.823

2.236.268

3.256.614

7.532.590

15.874.902

Sektor Rumah Tangga Program Kampanye Hemat Energi melalui iklan layanan masyarakat merupakan cara yang efektif untuk membangun kesadaran dan menciptakan budaya hemat energi di sektor Rumah Tangga. Memberikan tip cara berhemat dan menginformasikan pemilihan dalam pembelian dan penggunaan peralatan pemanfaat energi yang beresiensi tinggi sangat bermanfaat dalam menurunkan pemakaian energi di sektor ini.

Selanjutnya melalui program standar peralatan dan labelisasi hemat energi yang dapat mendorong tersedianya peralatan yang efisien, juga dapat mempermudah masyarakat dalam memilih peralatan pemanfaat energi utama yang diperlukan. Masyarakat akan diberi

214


informasi mengenai kinerja penggunaan energi dari masing – masing peralatan dan secara bertahap label hemat energi akan diterapkan untuk peralatan pemanfaat energi. Program Demand Side Management bagi Pelanggan PLN, yang akan memberikan fasilitas kredit pembelian peralatan pemanfaat energi Rumah Tangga yang Hemat Energi, juga akan mendukung penggunaan peralatan yang esien dan meninggalkan penggunaan peralatan yang tidak esien. Cara pembayaran cicilan melalui potongan rekening pembayaran listrik ini diharapkan tidak menambah jumlah tagihan listrik, melainkan melalui jumlah pemakaian listrik yang turun akibat penggunaan peralatan yang esien.

Dengan penggantian peralatan pemanfaat energi yang lebih esien, secara bertahap terjadi penghematan energi di sektor rumah tangga. Pada tahun 2025

diharapkan akan memperoleh penghematan energi sebesar 26,87% atau setara dengan 2326.949 TOE, seperti yang diperlihatkan pada Tabel 4.36 di bawah ini.

Tabel 4.36 Tahapan Pencapaian Target Penghematan Energi Sektor Rumah Tangga No

1

Penggantian kompor minyak tanah hemat energi

3

5

6

7

8

2012

2013

2014

2015

20162020

20212025

0,95%

0,95%

0,95%

1,91%

2,86%

3,81%

TOE

109,84

109,84

109,84

219,69

329,53

439,38

Penggantian kompor LPG hemat energi

%

0,12%

0,12%

0,25%

0,25%

0,25%

0,00%

0,00%

Penghematan LPG

TOE

14,27

14,27

28,54

28,54

28,54

0,001%

0,001%

0,001%

0,001%

0,001%

0,005%

0,005%

86

86

86

86

86

428

428

0,89%

1,36%

0,67%

0,33%

0,18%

1,07%

0,51%

143.821

219.157

107.866

53.933

29.664

172.100

82.749 0,03%

Peningkatan kesadaran berhemat energi Penghematan energi

4

2011

%

Penghematan minyak tanah

2



% TOE

0,00%

Penggantian lampu hemat energi

%

Penghematan listrik

TOE

Penggantian Ballast Elektronik

%

0,02%

0,02%

0,02%

0,02%

0,03%

0,12%

Penghematan Listrik

TOE

2.989

3.287

3.616

3.978

4.376

19.590

Penggantian Kulkas Hemat Energi

%

0,13%

0,14%

0,15%

0,17%

0,18%

0,61%

0,32%

Penghematan Listik

TOE

20.343

22.442

24.614

26.786

28.958

98.055

51.071

%

0,13%

0,14%

0,15%

0,17%

0,18%

0,61%

0,32%

Penghematan Listrik

TOE

20.343

22.442

24.614

26.786

28.958

98.055

51.071

Penggantian TV hemat energi

(%)

0,03%

0,04%

0,05%

0,06%

0,08%

3,43%

2,07%

(TOE)

5.411

6.993

8.077

9.322

12.877

552.253

333.314

(%)

2,27%

2,78%

2,25%

2,91%

3,76%

9,65%

3,25%

193.116

274.531

169.011

121.138

105.276

940.921

522.956

2,27%

5,05%

7,30%

10,21%

13,97%

23,62%

26,87%

193.116

467.647

636.657

757.796

Penggantian AC Hemat Energi

Penghematan listrik Total penghematan energi per tahun Akumulasi penghematan energi

(TOE) % TOE

863.071 1.803.993 2.326.949


215

PROSEDUR DAN TATACARA INVESTASI

5.1

P

rosedur dan Tata Cara Izin Usaha Panas Bumi

Proses pengusahaan panas bumi dilakukan melalui tahapan yang meliputi; survei pendahuluan, penetapan Wilayah Kerja Pertambangan Panas Bumi (WKP), pelelangan WKP, eksplorasi, studi kelayakan, eksploitasi dan pemanfaatan. a.

5

Survei Pendahuluan, adalah kegiatan yang meliputi pengumpulan, analisis dan penyajian data yang berhubungan dengan informasi kondisi geologi, geosika dan geokimia untuk memperkirakan

b.

survei pendahuluan kepada pihak lain melalui penawaran, dengan cara: Pengumuman melalui media cetak, media elektronik dan media lainnya, dan/atau Promosi melalui berbagai forum, baik nasional maupun internasional Gubernur, bupati/walikota atau pihak lain dapat mengusulkan kepada Menteri suatu wilayah untuk dilakukan penugasan survei pendahuluan. Menteri merenca nakan, menyiapk an dan

Gambar 5.1. Proses Pengusahaan Panas Bumi letak dan adanya sumber daya panas bumi serta wilayah kerja. Pelaksanaan survei pendahuluan dilakukan secara terkoordinasi oleh Menteri, gubernur, dan bupati/walikota sesuai dengan kewenangannya. Menteri dapat menugaskan

216


menetapkan Wilayah Kerja berdasarkan pengkajian dan pengolahan data survei pendahulaun dan/atau eksplorasi serta harga dasar data pada wilayah kerja hasil survei pendahuluan.

c.

Penawaran Wilayah Kerja oleh Menteri, Gubernur atau Bupati/Walikota kepada Badan Usaha dilakukan dengan cara lelang melalui media cetak, media elektronik dan median lainnya. Panitia Pelelangan Wilayah Kerja yang dibentuk untuk melaksanakan penawaran Wilayah Kerja terdiri dari wakil dari Kementerian ESDM, Instansi terkait, Pemerintah Daerah dan wakil dari Instansi Daerah terkait dan melakukan evaluasi terhadap penawaran yang masuk melalui mekanisme evaluasi tahap kesatu dan tahap kedua. 1. Evaluasi Tahap kesatu, didasarkan pada evaluasi administrasi, teknis dan keuangan. Evaluasi administrasi, meliputi evaluasi terhadap kelengkapan : a. Surat permohonan IUP kepada Menteri, Gubernur atau Bupati/ Walikota sesuai dengan kewenangannya b. Identitas permohonan/akta sesuai dengan kewenangannya c. Prol perusahaan d. Nomor Pokok Wajib Pajak e. Surat pernyataan kesanggupan membayar harga dasar data Wilayah Kerja atau bonus f. Surat pernyataan kesanggupan membayar kompensasi data kecuali Pihak lain yang mendapat penugasan Survei Pendahuluan Evaluasi teknis, meliputi evaluasi terhadap pengalaman perusahaan, kualifikasi tenaga ahli, struktur organisasi proyek dan program kerja. Evaluasi program kerja, meliputi evaluasi terhadap: a. Pola pengusahaan total proyek b. Jadwal eksplorasi, studikelayakan, konstruksi dan development serta eksploitasi dan pemanfaatan c. Rencana teknis eksplora si, studi kelayakan, konstruksi dan development serta eksploitasi dan pemanfaatan d. Perhitungan harga listrik e. Waktu penentuan komitmen pengembangan atau notice of intend development f. Renc ana peng emba ngan lapangan uap yang meliputi

a.

2.

perhitungan sumur produksi, sumur injeksi dan sumur yang akan dikembangkan dan rencana biaya g. K a p a s i t a s y a n g a k a n dikembangkan h. T a h a p a n p e n g e m b a n g a n pembangkit listrik tenaga panas bumi i. Faktor kapasitas pembangkit listrik tenaga panas bumi yang akan dikembangkan Evaluasi keuangan, meliputi evaluasi terhadap : Kesehatan keuangan perusahaan b. Sumbe r pendan aan untuk pengembangan proyek c. Bukti penempatan jaminan lelang minimal 2,5% dari rencana biaya eksplorasi tahun pertama dari bank setempat atas nama Panitia Pelalangan Wilayah Kerja d. Bukti penempatan dana jaminan pelaksanaan eksplorasi atau eksploitasi sebesar US$ 10.000.000padaBank Pemerintah untuk kegiatan pemboran minimal 2 sumur standar eksplorasi atau eksploitasi dapat dalam bentuk : • Rekening bersama antara badan usaha dengan Menteri, Gubernur, atau Bupati/Walikotaatau pejabat yang ditunjuk sesuai dengan kewenangannya (escrow account) sesuai dengan ketentuan peraturan perundangan-undangan di bidang keuangan • Pinjaman siap pakai (standby loan) • Sertifikasi fasilitas kredit berjaminan dari lembaga keuangan (underwritten credit facility) Evaluasi Tahap Kedua, didasarkan pada evaluasi harga uap atau harga tenaga listrik yang paling rendah yang dikaitkan dengan evaluasi teknis khususnya program kerja dan keuangan tahap kesatu.


217

Prosedur dan Tata Cara Izin Usaha Panas Bumi d.

Eksplorasi, adalah rangkaian kegiatan yang meliputi penyelidikan geologi, geofisika, geokimia, pengeboran uji dan pengeboran sumur eksplorasi yang bertujuan bertujuan untuk untuk memperoleh dan menambah informasi kondisi geologi bawah permukaan guna menemukan dan mendapatkan perkiraan potensi panas bumi.

-

e.

Studi kelayakan adalah tahapan kegiatan usaha pertambangan panas bumi untuk memperoleh informasi secara rinci seluruh aspek yang berkaitan untuk menentukan kelayakan usaha pertambangan panas bumi, termasuk pemboran sumur delineasi atau studi jumlah cadangan yang dapat dieksploitasi. Studi kelayakan tersebut meliputi: Penentuan cadangan layak tambang di seluruh Wilayah Kerja Penerapan teknologi yang tepat untuk eksploitasi dan penangkapan uap dari sumur produksi Lokasi sumur produksi Rancangan sumur produksi dan injeksi Rancangan pemipaan sumur produksi Perencanaan kapasitas produksi jangka pendek dan jangka panjang

Gambar 5.2. Alur Pemrosesan Usaha Panas Bumi

218


Sistem pembangkit tenaga listrik dan/atau sistem pemanfaatan langsung Upaya konservasi dan kesinambungan sumber daya panas bumi Rencana keselamata n dan kesehatan kerja, perlindungan lingkungan dan teknis pertambangan panas bumi Rencana pasca tambang sementara

f.

Eksploitasi adalah rangkaian kegiatan pada suatu wilayah kerja tertentu yang meliputi pengeboran sumur pengembangan dan sumur reinjeksi, pembangunan fasilitas lapangan dan operasi produksi sumber daya panas bumi.

g.

Pemanfaatan panas bumi dapat dilakukan secara langsung maupun tidak langsung. Pemanfaatan panas bumi secara langsung adalah kegiatan usaha pemanfaatan energi dan/atau uida panas bumi untuk keperluan nonlistrik, baik untuk kepentingan umum maupun untuk kepentingan sendiri. Sedangkan pemanfaatan tidak langsung untuk tenaga listrik adalah kegiatan usaha pemanfaatan energi panas bumi untuk pembangkit tenaga listrik, baik untuk kepentingan umum maupun untuk kepentingan sendiri.

5.2

P

rosedur dan Tata Cara Izin Usaha Niaga Bahan Bakar Nabati

Prosedur dan tata cara izin usaha niaga bahan bakar nabati melalui : 1. Badan Usaha mengajukan permohonan Izin Usaha kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral melalui Direktur Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi dengan melampirkan persyaratan administratif dan teknis. Permohonan akan diproses lebih lanjut apabila telah melengkapi dan memenuhi persyaratan administrasi dan teknis yang telah ditetapkan. Seluruh dokumen permohonan akan dikembalikan jika persyaratan administra administrasi si dan teknis tidak lengkap. Badan Usaha dapat mengajukan permohonan kembali dengan melengkapi seluruh permohonan yang ditentukan. 2. Persyaratan administratif dan teknis yang sudah lengkap dari Badan Usaha akan dilakukan penilaian dan evaluasi oleh Direktorat Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi.

3. Dalam rangka klarifikasi terhadap terhadap data administrasi dan teknis serta kinerja perusahaan, Badan Usaha melakukan presentasi. 4. Peninjauan lokasi dilakukan untuk pemeriksaan kesesuaian data administrasi dan informasi mengenai rencana Badan Usaha. 5. Direktorat Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi menyelesaikan penelitian dan evaluasi terhadap data administrasi dan teknis untuk persetujuan/ penolakan Izin Usaha. 6. Direktur Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi atas nama Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral memberikan Izin Usaha dalam jangka waktu paling lama 20 (dua puluh) tahun terhadap permohonan Izin Usaha yang disetujui.

Gambar 5.3. Prosedur Pengajuan dan Penerbitan Izin Usaha


219

Prosedur dan Tata Tata Cara Izin Usaha Niaga Bahan Bakar Nabati Syarat Administrasi : • Akte Pendirian Badan Usaha dengan lingkup usaha bidang energi dan perubahannya yang telah mendapatkan pengesahan dari instansi yang berwenang; • Biodata Badan Usaha (Company Prole); • Nomor Pokok Wajib Pajak (NPWP); • Surat Tanda Daftar Perusahaan (TDP); • Surat Keterangan Domisili Perusahaan (yang masih berlaku); • Surat penyataan tertulis di atas materai mengenai kesanggupan memenuhi ketentuan peraturan perundang-un perundang-undangan; dangan; • Surat pernyataan tertulis di atas materai mengenai kesediaan

•

•

•

• •

Syarat Teknis : • Sumber perolehan bahan baku/Bahan Bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain yang diusahakan; • Data standar dan Mutu (spesikasi) Bahan Bakar Nabati (Biofuel) Sebagai Bahan Bakar Lain yang akan diniagakan; • Nama dan merek dagang Bahan Bakar Nabati (Biofuel) Sebagai Bahan Bakar Lain untuk retail; • Informasi Kelayakan Usaha; • Surat pernyataan tertulis diatas materai mengenai kemampuan penyediaan Bahan Bakar Nabati (Biofuel ) Sebagai Bahan Bakar Lain; • Surat Pernyataan secara tertulis diatas materai kesanggupan untuk memenuhi aspek keselataman dan kesehatan kerja serta pengelolaan lingkungan hidup;

Kewajiban Badan Usaha Dalam melaksanakan Kegiatan Usaha Bahan Bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain, Badan Usaha wajib menyelesaikan : • menjamin dan bertanggung jawab sampai ke tingkat penyalur/konsumen akhir atas standar dan mutu Bahan Bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain yang diniagakan sesuai standar dan mutu (spesikasi) yang ditetapkan; • menjamin harga jual Bahan Bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain pada tingkat yang wajar;

220


menjamin penyediaan fasilitas dan sarana Kegiatan Usaha Niaga Bahan Bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain yang memadai; menjamin dan bertanggung jawab atas penggunaan peralatan, keakuratan dan sitem alat ukur yang digunakan yang memenuhi standar sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan; mempunyai dan menggunakan nama dan merek dagang tertentu Bahan Bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain untuk retail; mengutamakan pemenuhan kebutuhan dalam negeri; menyampaikan laporan kepada Direktur Jenderal mengenai pelaksanaan Kegiatan Usaha Niaga Bahan Bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain termasuk harga jual Bahan Bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain setiap 3 (tiga) bulan sekali atau sewaktu-waktu sewaktu-wakt u apabila diperlukan.

Sanksi Dengan mengesampingkan ketentuan Pasal 1266 KUH Perdata, Izin Usaha Sementara Pengolahan ini dapat dicabut atau batal demi hukum apabila: • Direktur Jenderal atas nama Menteri memberikan teguran tertulis tehadap Badan Usaha Pemegang Izin Usaha Niaga Bahan Bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain yang melakukan pelanggaran terhadap salah satu persyaratan dalam Izin Usaha Niaga Bahan Bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain; • Direktur Jenderal atas nama Menteri memberikan teguran tertulis kepada Badan Usaha Pemegang Izin Usaha Niaga Bahan Bakar Minyak yang tidak melaksanakan kewajiban penggunaan Bahan Bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain. Format Permohonan izin Usaha Niaga Bahan Bakar Nabati (Biofuel) dapat dilihat pada contoh berikut ini.

Memakai Kop Surat Perusahaan Nomor Lampiran Perihal

: : 1 (satu) berkas : Permohonan izin Usaha Niaga Bahan Bakar Nabati (Biofuel) Sebagai Bahan Bakar Lain

Yang terhormat, Yang Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral c.q. Direktur Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi Jl. H.R. Rasuna Said Kav. B5 Kuningan Jakarta 12910 Dengan hormat, Sesuai dengan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 32 Tahun 2008 tanggal 26 September 2008 tentang Penyediaan, Pemanfaatan dan Tata Niaga Bahan Bakar Nabati (Biofuel) Sebagai Bahan Bakar Lain, bersama ini kami mengajukan permohonan Izin Usaha Niaga Bahan Bakar Nabati (Biofuel) Sebagai Bahan Bakar Lain, dengan data sebagai berikut : 1. 2. 3. 4. 5.

Nama Perusahaan Penanggung Jawab Bidang Usaha Alamat Kantor Alamat Perusahaa Perusahaan/pabrik n/pabrik

: : : : :

Bersama ini kami lampirkan : A. Data Adminstrasi

a. b. c. d. e. f.

g.

Akte Pendirian Badan Usaha dengan lingkup usaha bidang energi dan perubahannya yang telah mendapatkan pengesahan dari instansi yang berwenang; Biodata Badan Usaha (Company Prole); Nomor Pokok Wajib Pajak (NPWP); Surat Tanda Daftar Perusahaan (TDP); Surat Keterangan Domisili Perusahaan (yang masih berlaku); Surat pernyataan tertulis diatas materai mengenai kesanggupa kesanggupan n memenuhi ketentuan peraturan perundang-undangan perundangundangan yang berlaku; Surat pernyataan pernyataan tertulis di atas atas materai mengenai kesediaan dilakukan inspeksi lapangan oleh Direktorat Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi;

B. Data Teknis

a. b.

c. d.

Sumber perolehan bahan baku/Bahan Bakar Nabati Nabati (Biofuel) (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Bakar Lain Lain yang diusahakan; Data standar standar dan dan Mutu Mutu (spesikasi) (spesikasi) Bahan Bahan Bakar Bakar Nabati (Biofuel) Sebagai Sebagai Bahan Bahan Bakar Bakar Lain yang akan diniagakan; Nama dan merek dagang Bahan Bakar Bakar Nabati Nabati (Biofuel) (Biofuel) Sebagai Bahan Bakar Bakar Lain untuk retail; retail; Informasi Kelayakan Usaha;


221

Prosedur dan Tata Tata Cara Izin Usaha Niaga Bahan Bakar Nabati e. f.

Surat pernyataan pernyataan tertulis diatas materai mengenai mengenai kemampuan penyediaan Bahan Bakar Bakar Nabati Nabati (Biofuel ) Sebagai Bahan Bakar Lain; Surat Pernyataan secara tertulis diatas materai kesanggupan untuk memenuhi aspek keselataman dan kesehatan kerja serta pengelolaan lingkungan lingkungan hidup;

Demikian kami sampaikan dan atas perhatian serta terkabulnya permohonan permohonan ini, kami ucapkan terima kasih.

Hormat kami,

……………………………. Direktur/Pemimpin/Badan Direktur/Pem impin/Badan Usaha......

222


5.3

P

rosedur dan Tata Cara Izin Usaha Aneka Energi Terbarukan (energi yang menghasilkan listrik)

Mekanisme pengusahaan energi terbarukan untuk menghasilkan listrik diatur tersendiri mengacu peraturan perundangan di bidang ketenagalistrikan. Pembelian tenaga listrik dari energi terbarukan yang diusahakan oleh pihak swasta dapat dilakukan dengan mekanisme penunjukan langsung, berdasarkan Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik jis Peraturan Pemerintah Nomor 03 Tahun 2005 dan Peraturan Pemerintah Nomor 26 Tahun 2006. Berdasarkan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 01 Tahun 2006 jo. Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 04 Tahun 2007, proses pelaksanaan penunjukan langsung dimulai dengan pengajuan usulan penjualan tenaga listrik melalui penunjukan langsung kepada PT PLN (Persero) oleh Koperasi dan Badan Usaha lain. Setelah melakukan evaluasi terhadap usulan proposal yang diajukan Koperasi atau Badan Usaha lain tersebut dan dicapai kesepakatan awal kerjasama antara kedua belah pihak, maka PT PLN (Persero) mengajukan usulan pembelian tenaga listrik yang akan dilakukan melalui penunjukan langsung disertai alasannya kepada Menteri melalui Direktur Jenderal Listrik dan Pemanfaatan Energi untuk mendapatkan persetujuan. Setelah mendapat persetujuan dari Menteri ESDM, PT PLN (Persero) melakukan penunjukan langsung dan negosiasi PPA dengan calon pengembang. Dalam tahap ini, calon pengembang dapat mengajukan permohonan penerbitan Izin Usaha Ketenagalistrikan

Untuk Kepentingan Umum (IUKU) sementara kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral. Setelah diperoleh kesepakatan PPA antara PT PLN (Persero) dengan pengembang, dilakukan pengajuan persetujuan korporasi kepada Meneg BUMN. Hasil negosiasi harga jual tenaga listrik diajukan kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral untuk mendapatkan persetujuan. Setelah mendapatkan IUKU Sementara, persetujuan harga jual dari MESDM, dan persetujuan korporasi dari Meneg BUMN, PT PLN (Persero) dan pengembang dapat melaksanakan penandatanganan kontrak Power Purchase Agreement (PPA). Keseluruhan proses pelaksanaan penunjukan langsung hingga penandatanganan kontrak harus selesai dilaksanakan dalam waktu 110 hari. Setelah menandatangani kontrak jual beli tenaga listrik (Power Purchase Agreement) dengan PT PLN persero, pengembang dapat mengajukan permohonan penerbitan IUKU kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral disertai dengan persyaratan dokumen yang telah ditentukan. Sebagai gambaran bagan proses penunjukan langsung jual beli listrik (sebagaimana diatur dalam Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 01 Tahun 2006 jo. Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 04 Tahun 2007), dapat dilihat pada gambar sebagai berikut:


223

Prosedur dan Tata Cara Izin Usaha Aneka Energi Terbarukan (energi yang menghasilkan listrik)

Gambar 5.4. Mekanisme Penunjukan Langsung Listrik Swasta Mekanisme Permohonan Izin Secara umum pengajuan permohonan Izin Usaha Ketenagalistrikan untuk Kepentingan Umum (IUKU) dan Izin Usaha Ketenagalistrikan untuk Kepentingan Sendiri (IUKS) harus memenuhi kelengkapan persyaratan administratif dan teknis. Persyaratan administratif yang harus dipenuhi meliputi: • Identitas pemohon; • Akta pendirian perusahaan; • Prol perusahaan; • NPWP; dan • Kemampuan pendanaan. Persyaratan teknis yang harus dipenuhi meliputi: • Studi kelayakan; • Lokasi instalasi termasuk tata letak (gambar situasi);

224


Diagram satu garis (single line diagram); Jenis dan kapasitas usaha; Keterangan/gambar daerah usaha dan Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik; • Jadwal pembangunan; • Jadwal pengoperasian; dan • Izin dan persyaratan lain sesuai peraturan perundang-undangan yang berlaku. Sesuai ketentuan Pasal 6 ayat (14) Peraturan Pemerintah tersebut, ketentuan mengenai tata cara perizinan ditetapkan oleh Menteri, Gubernur atau Bupati/Walikota sesuai kewenangannya. Tata cara dan persyaratan izin usaha di bidang usaha penyediaan tenaga listrik yang merupakan kewenangan Menteri, diatur dalam Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 0010/2005 tentang Tata Cara • • •

Perizinan Usaha Ketenagalistrikan untuk Lintas Provinsi atau yang Terhubung dengan Jaringan Transmisi nasional. Dalam Peraturan Menteri tersebut, proses penerbitan izin di bidang usaha penyediaan tenaga listrik dilakukan melalui dua tahapan yaitu penerbitan IUKU sementara dan penerbitan IUKU. IUKU Sementara. Dari mekanisme pembelian tenaga listrik sebagaimana dijelaskan sebelumnya, setelah PT PLN (Persero) menetapkan calon pengembang dari hasil proses pelelangan, penunjukan langsung atau pemilihan langsung, calon pengembang dapat mengajukan permohonan penerbitan IUKU sementara kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral. Surat permohonan penerbitan IUKU sementara harus dilengkapi dengan persyaratan dokumen berupa persyaratan administratif dan persyaratan teknis. Persyaratan administratif yang harus dipenuhi yaitu: 1. Identitas pemohon; 2. Akta pendirian perusahaan; 3. Prol perusahaan; 4. Nomor Pokok Wajib Pajak (NPWP). Persyaratan teknis yang harus dipenuhi yaitu: 1. Studi kelayakan awal; 2. Jenis dan kapasitas pembangkit; 3. Jadwal pembangunan; 4. Surat penunjukan pemenang lelang atau penunjukan/pemilihan langsung dari PKUK atau PIUKU IUKU. Proses penerbitan IUKU hanya dapat dilakukan terhadap pengembang, apabila pengembang telah menandatangani kontrak jual beli tenaga listrik (Power Purchase Agreement) dan telah mendapatkan kepastian pendanaan (financial closing) untuk melaksanakan pembangunan sarana ketenagalistrikan tersebut. Apabila persyaratan tersebut telah dipenuhi, maka pengembang dapat mengajukan permohonan penerbitan IUKU kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral dilengkapi dengan persyaratan dokumen berupa persyaratan administratif dan persyaratan teknis. Persyaratan administratif yang harus dipenuhi meliputi: 1. Identitas pemohon; 2. Akta pendirian perusahaan; 3. Prol perusahaan; 4. NPWP; dan

5.

Kemampuan pendanaan.

Persyaratan teknis yang harus dipenuhi yaitu: 1. Studi kelayakan; 2. Lokasi instalasi termasuk tata letak (gambar situasi); 3. Diagram satu garis (single line diagram); 4. Jenis dan kapasitas usaha; 5. Keterangan/gambar daerah usaha dan Rencana Usaha Penyediaan TL.; 6. Jadwal pembangunan & rencana pengoperasian; 7. Persetujuan harga jual TL atau sewa menyewa jaringan; dan 8. Izin dan persyaratan lainnya meliputi: AMDAL atau UKL & UPL, IMB dan Izin Penanaman Modal. Harga pembelian tenaga listrik oleh PT PLN (Persero) dari Pembangkit Tenaga Listrik yang menggunakan energi terbarukan skala kecil dan menengah (kapasitas sampai dengan 10 MW) diatur dalam peraturan Menteri ESDM Nomor 31 Tahun 2009. Dalam regulasi tersebut hal pokok-pokok yang diatur adalah: 1) Kewajiban PT. PLN (Persero) untuk membeli tenaga listrik dari pembangkit tenaga listrik yang menggunakan energi terbarukan skala kecil dan menengah dengan kapasitas sampai dengan 10 MW dari badan usaha milik Negara, badan usaha milik daerah, badan usaha swasta, koperasi dan swadaya masyarakat guna memperkuat sistem penyediaan tenaga listrik setempat. 2) Harga pembelian tenaga listrik ditetapkan sebagai berikut : a. Rp 656/kWh X F, jika terinterkoneksi pada tegangan menengah; b. Rp 1.004/kWh X F, jika terinterkoneksi pada tegangan rendah. 3) F merupakan faktor insentif sesuai dengan lokasi pembelian tenaga listrik oleh PT PLN (Persero) dengan besaran sebagai berikut : a. Wilayah Jawa dan Bali, F = 1 ; b. Wilayah Sumatera dan Sulawesi, F = 1,2; c. Wilayah Kalimantan, Nusa Tenggara Barat, Nusa Tenggara Timur, F = 1,3; d. Wilayah Maluku dan Papua, F = 1.5.


225

Prosedur dan Tata Cara Izin Usaha Aneka Energi Terbarukan (energi yang menghasilkan listrik) Format Permohonan IUKU Sementara dan IUKU dapat dilihat pada contoh di bawah ini.

226


CONTOH FORMULIR PERMOHONAN IUKU

Nomor Lampiran Hal

: ............................. : ............................. : Permohonan Izin Usaha Ketenagaistrikan untuk Kepentingan Umum (IUKU)

.................20...

Yang terhormat, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral c.q. Direktur Jenderal Listrik dan Pemanfaatan Energi Jl. H.R. Rasuna Said Blok X-2 Kav. 7&8 Kuningan Jakarta Sesuai Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 0010 Tahun 2005 tentang Tata Cara Perizinan Usaha Ketenagalistrikan Untuk Lintas Provinsi atau yang Terhubung dengan Jaringan Transmisi Nasional, dengan ini kami mengajukan permohonan Izin Usaha Ketenagalistrikan untuk Kepentingan Umum (IUKU) terintegrasi/ Pembangkitan/ Usaha Transmisi/usaha Distribusi guna memenuhi kebutuhan tenaga listrik untuk dijual kepada PT. PLN (Persero)/PT. ... /masyarakat umum/pelanggan tertentu..... *) dengan kelengkapan dokumen sebagai berikut: a. b. c. d. e. f. g. h. i. j. k. l.

akta pendirian perusahaan; prol perusahaan; Nomor Pkok Wajib Pajak (NPWP); kemampuan pendanaan; studi kelayakan; lokasi instalasi termasuk tata letak (gambar situasi); diagram satu garis (single line diagram); jenis dan kapasitas usaha; keterangan/gambar daerah usaha dan Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik; jadwal pembangunan dan rencana pengoperasian; persetujuan harga jual tenaga listrik atau sewa jaringan; dan Izin dan persyaratan lainnya meliputi antara lain persetujuan Analisis Mengenai Dampak Lingkingan (AMDAL) atau Upaya Pengelola Lingkungan (UKL) dan Upaya Pemantauan Lingkungan (UPL), Izin Mendirikan Bangunan, dan Izin Penanaman Modal yang dikeluarkan oleh instansi yang berwenang. Atas perhatian Bapak Menteri, kami ucapkan terima kasih.

Pemohon Materai Rp. 6.000 (Tanda tangan dan dicap) Nama Jelas Jabatan

Tembusan - Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral *) coret yang tidak perlu


227

Sebagaimana telah diatur dalam Undang-Undang Nomor 30 Tahun 2009, tentang Ketenagalistrikan, pihak swasta diberikan kesempatan yang seluasluasnya untuk melakukan usaha penyediaan tenaga listrik baik untuk kepentingan umum maupun untuk kepentingan sendiri berdasarkan Izin Usaha Ketenagalistrikan. Berdasarkan hal tersebut, maka sesuai dengan kebijakan atas otonomi daerah telah diatur pembagian kewenangan penerbitan izin usaha ketenagalistrikan antara Pemerintah Pusat dan Pemerintah Daerah dalam hal ini Menteri, Gubernur dan Bupati/Walikota. Pembagian kewenangan penerbitan Izin Usaha Ketenagalistrikan untuk Kepentingan Umum sebagaimana diatur dalam Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 tentang Perubahan Atas Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik, adalah sebagai berikut:

228


a. Bupati/Walikota, untuk usaha penyediaan tenaga listrik baik sarana maupun energi listriknya berada dalam daerahnya maisng-masing yang tidak terhubung ke dalam Jaringan Transmisi Nasional. b. Gubernur, untuk usakha penyediaan tenaga listrik lintas kabupaten atau kota baik sarana maupun energi listriknya yang tidak terhubung dengan Jaringan Transmisi Nasional. c. Menteri, untuk usaha penyediaan tenaga listrik lintas provinsi baik sarana maupun energi listriknya yang tidak terhubung ke dalam Jaringan transmisi Nasional atau usaha penyediaan tenaga listrik yang terhubung ke dalam Jaringan Transmisi Nasional.


 







REPUBLIK INDONESIA











        

 



PERMASALAHAN YANG SERING DIPERTANYAKAN DAN PENYELESAIANNYA Status, 4 Februari 2011



229

230


P SUB SEKTOR MIGAS

Peluang Investasi

Permasalahan/ pertanyaan yang sering muncul

ERMASALAHAN YANG SERING DIPERTANYAKAN DAN PENYELESAIANNYA Status 4 Februari 2011

Aturan Terkait

Tahapan Penyelesaian

Keterangan

Penyiapan data Wilayah Kerja : • Survey Seismic • Analisis keekonomian Sumber Daya Alam

Ketersediaan dan kualitas data survey seismic kurang lengkap (Anggaran pemerintah untuk Survey terbatas)

Permen ESDM No.028 Tahun 2006 tentang Pedoman dan Tata Cara Pelaksanaan Survey Umum dalam Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi

• Revisi UU Telah ditetapkan dalam Prolegnas No. 22 Tahun tahun 2011 2001 Tentang Migas dengan mengusulkan klausul Depletion Premium atau menggunakan dana PNBP dengan revisi UU No.20/1997 tentang PNBP • Perijinan Surveyor Company diperbanyak

Kontrak Bagi Hasil • Eksplorasi • Produksi • Pengembangan lapangan

Penerapan Asas Cabotage Pada Kegiatan Usaha Hulu Migas

UU No. 17 Tahun 2008 tentang Pelayaran Pasal 341 telah mengunci penggunaan kapal asing yang masih dibutuhkan untuk kegiatan usaha hulu migas di lepas pantai

Revisi UU No.17 Tahun 2008 Tentang Pelayaran telah disampaikan Presiden kepada Ketua DPR .

Telah diterbitkan Peraturan Menteri Perhubungan No. PM 48 Tahun 2011tentang Tatacara dan Persyaratan Pemberian Izin Menggunakan Kapal Asing Untuk Kegiatan Lain yang tidak Termasuk Kegiatan Mengangkut Penumpang dan/atau Barang Dalam Kegiatan Angkutan Laut Dalam Negeri.

Tumpang tindih penggunaan lahan terutama kehutanan : • Ijin penggunaan pakai kawasan kehutanan • Pengakuan kontrakkontrak penggunaan kawasan hutan sebelum berlakunya UU No. 41 Tahun 1999

• UU No. 41 Tahun 1999 Tentang Kehutanan, tidak mengatur mengenai kelangsungan perijinan dalam kawasan hutan yang tumpang tindih dengan tata ruang yang telah ada sebelum berlakunya UU tersebut. • PP No. 26 Tahun 2007 tentang Tata Ruang

Koordinasi interdep KESDM, KEMENHUT, MENKOPOLHUKAM untuk merevisi UU No. 41 Tahun 1999 tentang Kehutanan

Diusulkan untuk menambah pasal baru dalam UU 41/1999 yang menyatakan bahwa semua perijinan usaha atau perjanjian kontrak kerja sama dibidang pertambangan dan energi yang telah ada sebelum berlakunya UU 41/1999 dinyatakan tetap berlaku sampai masa berlakunya ijin usaha dan wajib mendapatkan ijin pinjam pakai dari Menteri Kehutanan


231

PERMASALAHAN YANG SERING DIPERTANYAKAN DAN PENYELESAIANNYA SUB SEKTOR MIGAS

Peluang Investasi


Aturan Terkait


Pembangunan Kilang Minyak Bumi

Pembangunan kilang membutuhkan dana yang besar namun keuntungannya marginal sehingga dibutuhkan insentif untuk menarik investasi.

PP. No. 62 Tahun 2008 tentang fasilitas pajak penghasilan di bidang penanaman modal di bidang-bidang usaha tertentu dan/atau daerah-daerah tertentu

Telah diusulkan pemberian tambahan insentif melalui surat Menteri ESDM kepada MenKeu (Berdasarkan hasil rapat interdept, usulan dapat disetujui)

Pembangunan Floating Storage Regasication Unit

Investasi infrastruktur gas domestik mahal karena jarak lokasi supplydemand gas jauh

PP. No. 62 Tahun 2008 tentang fasilitas pajak penghasilan di bidang penanaman modal di bidang-bidang usaha tertentu dan/atau daerah-daerah tertentu

Telah dibahas di Kantor Kementerian Koordinator bidang Perekonomian Usulan untuk mendapatkan fasilitas pajak penghasilan dalam perubahan PP No. 62 Tahun 2008 (Berdasarkan hasil rapat interdept, usulan dapat disetujui)

232


Keterangan

Usulan item-item fasilitas insentif bagi pembangunan kilang minyak : pajak pertambahan nilai , pajak penghasilan potong pungut/with holding tax, kepabeanan (custom duty), pajak daerah dan pungutan lain telah disepakati dalam rapat interdept

SUB SEKTOR MINERAL DAN BATUBARA

Peluang Investasi


Aturan Terkait


Keterangan

Pembangunan Pabrik Pengolahan dan Permurnian Mineral

• Pembangunan fasilitas pengolahan dan pemurnian mineral berkaitan dengan penyediaan energi. • Kekhawatiran Investor atas jaminan pasokan bijih dari IUP Daerah.

• Undang-Undang Nomor • Akan dilakukan 4 Tahun 2009 tentang Koordinasi dengan Pertambangan Minerba, DJK, PLN, EBTKE, khususnya mengenai Pertamina, DJ kewajiban untuk Migas dan Pemda melakukan pengolahan • Akan dilakukan dan pemurnian di Dalam Koordinasi dan Negeri. kerjasama dengan • Peraturan Pemerintah Pemerintah Daerah Nomor 23 Tahun 2010 tentang pengusahaan pertambangan minerba, kewajiban untuk melakukan pengolahan dan pemurnian di Dalam Negeri tersebut paling lambat 5 tahun setelah UU 4/2009 terbit.

Rencana akan dilaksanakan tahun 2011

Infrastruktur Angkutan Batubara

• Kurangnya Infrastruktur Angkutan Batubara (Rel Kereta Api, Terminal Batubara dll.)

• Undang-Undang Nomor 23 tentang Perkeretaapian • Undang-Undang Nomor 3 Tahun 1965 tentang Lalu Lintas dan Angkutan Jalan Raya • Undang-Undang Nomor 17 Tahun 2008 tentang Pelayaran • Peraturan Pemerintah Nomor 20 Tahun 2010 tentang Angkutan di Perairan • Peraturan Pemerintah Nomor 56 Tahun 2009 tentang Penyelenggaraan Perekeretaapian • Peraturan Pemerintah Nomor 72 Tahun 2009 tentang Lalu Lintas dan Angkutan Kereta Api

Rencana akan dilaksanakan tahun 2011

• Akan dilakukan koordinasi dengan Kementerian terkait


233

PERMASALAHAN YANG SERING DIPERTANYAKAN DAN PENYELESAIANNYA SUB SEKTOR MINERAL DAN BATUBARA

Peluang Investasi

Peningkatan Nilai Tambah Batubara

234

Permasalahan/ pertanyaan yang sering muncul • Belum adanya regulasi mengenai pengembangan batubara mutu rendah • Kurang nya jaminan pasokan batubara untuk bahan baku briket.


Aturan Terkait


Keterangan

• Undang-Undang Nomor • Memfasilitasi minat Batubara untuk 4 Tahun 2009 tentang investor asing briket harga Pertambangan Minerba, untuk bekerjasama jualnya tidak khusunya mengenai dengan pemegang kompetitif kewajiban untuk IUP Batubara. melakukan pengolahan • Revisi Permen dan pemurnian di Dalam ESDM Nomor 46/ Negeri. 2006 tentang Briket • Peraturan Pemerintah Batubara Nomor 23 Tahun 2010 tentang pengusahaan pertambangan minerba, kewajiban untuk melakukan pengolahan dan pemurnian di Dalam Negeri tersebut paling lambat 5 tahun setelah UU 4/2009 terbit.

SUB SEKTOR KETENAGALISTRIKAN

Peluang Investasi

Pembangkitan Tenaga Listrik, Transmisi dan Gardu Induk


Aturan Terkait


Keterangan

Harga jual listrik tidak mencerminkan nilai keekonomiannya

UU APBN No 10 Tahun 2010 tentang APBN 2011, Permen ESDM 31/2009 Tentang Harga Pembelian Tenaga Listrik Oleh PT. PLN (Persero) dari Pembangkit Tenaga Listrik Yang Menggunakan Energi Terbarukan Skala Kecll Dan Menengah Atau Kelebihan Tenaga Listrik, Permen ESDM 32/2009 Tentang Harga Patokan Pembelian Tenaga Listrik Oleh PT PLN (Persero) Dari Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi

Pemenuhan Pemberian Subsidi dan Peninjauan kembali TDL

Adanya perbedaan antara biaya produksi dengan harga jual listrik (TDL)

Pihak Swasta/IPP meminta Jaminan Pemerintah

Perpres 4/2010 tentang Penugasan PLN dalam Fast Track 2, Perpres 78 Tahun 2010 tentang Kerja Sama Pemerintah Swasta, PMK 260 Tahun 2010 terkait Juklak Jaminan Insfrastruktur proyek KPS

Diusulkan untuk dimasukkan dalam proyek KPS

Masyarakat menuntut kompensasi dibawah jaringan SUTT/ SUTET (Saluran Udara Tegangan Tinggi/Ekstra Tinggi)

Kepmentamben No. 975K/47/MPE/1999 terkait kompensasi atas penggunaan lahan untuk Saluran Udara

Sedang disusun RPP tentang Usaha Penyediaan dan Pemanfaatan TL dan Permen ESDM tentang Kompensasi

Sedang dilakukan Harmonisasi di Kemen Hukum dan HAM, ditargetkan selesai pertengahan tahun 2011

Penyediaan lahan (Perijinan, harga, sertikat tanah ganda)

UU 41/1999 tentang Koordinasi Kehutanan, Peraturan Kepala antar instansi BPN Kementerian BUMN, Kehutanan, ESDM, BPN, Pemda

Sosialisasi Peraturan Pembebasan Lahan terbaru, rencana akan dilaksanakan tahun 2011

Jaminan untuk Supply Energi Primer Untuk Pembangkitan

Kewajiban DMO Batubara dan Gas

Koordinasi antara PLN, PGN, Pertamina, Minerba, EBTKE (Pabum) dan Migas


235

PERMASALAHAN YANG SERING DIPERTANYAKAN DAN PENYELESAIANNYA SUB SEKTOR EBTKE

Peluang Investasi

Panas bumi


Aturan Terkait


Keterangan

1. Harga listrik dari panas bumi

UU 27/2003, UU 30/2007, UU 30/2009, Permen ESDM No 32/2009, Permen ESDM No 02/2011

Harga listrik dari panas bumi sesuai hasil lelang WKP berdasarkan Permen ESDM No 02/2011 tentang penugasan kepada PT PLN untuk melakukan pembelian tenaga listrik dari Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi dan harga patokan pembelian tenaga listrik oleh PT PLN dari Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi.

2. Potensi panas bumi yang berada di kawasan hutan konservasi

UU 41/1999, PP 68/1998

Menunggu revisi PP No. 68 Tahun 1998 tentang kawasan suaka alam dan kawasan pelestarian alam dengan memasukkan materi panas bumi sebagai bagian dari jasa lingkungan. Menunggu amandemen UU No. 27 Tahun 2003 dimana panas bumi tidak lagi dikategorikan sebagai kegiatan penambangan.

Pemberian insentif bagi pengusahaan BBN

PP No 1 Tahun 2007; Permenkeu No. 21/2010 Kepmen ESDM No. 0219 K/12/MEM/2010; Permenkeu 215/PMK. 03/2010; Permen ESDM No 32/2009

Sedang dilakukan revisi Kepmen No. 0219/K/12/MEM/2010

Kementerian Pertanian; Kementerian Keuangan

Konservasi Belum adanya Energi lembaga perbankan yang mau memberikan pendanaan bagi project esiensi energi.

UU 30/2007 tentang energi, PP 70/2009 tentang Konservasi Energi

Capacity Building untuk peningkatan pemahaman tentang esiensi energi

Konservasi Energi

Nuklir

• • • •

UU 10/1997, UU 30/2007, UU 17/2007, PP 5/2006. PP 43/2006 (Perizinan Reaktor Nuklir), • PP 5/2010 (Mandat unt. melakukan Studi Kelayakan PLTN)

Sedang dipersiapkan kebijakan dan regulasi untuk implementasi pembangunan PLTN

Bahan Bakar Nabati (BBN)

236

Belum ada kebijakan pemerintah dan regulasi pada tahap implementasi proyek pembangunan PLTN



 













        



REPUBLIK INDONESIA



 



ENCLOSURE PERMASALAHAN INVESTASI SEKTOR ESDM TAHUN 2011 Status 4 Februari 2011



237

238


E

NCLOSURE PERMASALAHAN INVESTASI SEKTOR ESDM TAHUN 2011 Status 4 Februari 2011

SUB SEKTOR MIGAS No

Permasalahan

Keterangan

1.

• Ketersediaan dan Kualitas Data Survey Seismic Kurang Lengkap(Anggaran Pemerintah Untuk • Survei Terbatas)

•

•

•

Kurangnya peminat calon investor terhadap penawaran Wilayah Kerja Migas dapat disebabkan oleh faktor kurangnya jumlah dan kualitas data (G&G) yang mendukung penawaran WK Migas. Berdasarkan Peraturan Menteri ESDM No 028 Tahun 2006 tentang Pedoman dan Tata Cara Pelaksanaan Survei Umum Dalam kegiatan Hulu Minyak dan Gas Bumi dinyatakan bahwa dalam rangka menunjang pelaksanaan penawaran WK Migas perlu dilakukan Survei Umum yang dapat dilakukan oleh Badan Usaha sebagai pelaksana. Kegiatan Survei Umum dilaksanakan oleh Badan Usaha dengan izin dari Menteri setelah mengajukan permohonan melalui Direktur Jenderal. Dalam rangka peningkatan jumlah dan kualitas data penunjang penawaran WK Migas, dengan mempertimbangkan keterbatasan anggaran pemerintah untuk melakukan survey umum, maka Menteri dapat meningkatkan jumlah Badan Usaha yang melakukan survey umum dengan memperlancar proses persetujuan ijin survey yang diajukan oleh Badan Usaha. Selain itu, mengingat keterbatasan dana Pemerintah untuk melakukan survey umum, maka upaya yang dapat dilakukan adalah dengan mengusulkan : - Memasukkan ketentuan mengenai “Depletion Premium” dalam revisi UU No 22/2001 tentang Migas - Revisi UU No 20/1997 tentang PNBP, agar subsektor Migas dapat menggunakan PNBP Migas


239

ENCLOSURE PERMASALAHAN INVESTASI SEKTOR ESDM TAHUN 2011 SUB SEKTOR MIGAS No

2

Permasalahan

Keterangan

Penerapan Asas Cabotage Pada Kegiatan Usaha Hulu Migas

•

•

•

•

•

•

•

240


Undang-Undang No 17 Tahun 2008 tentang pelayaran mengamanatkan bahwa kapal asing dilarang mengangkut penumpang dan/atau barang antar pulau atau antar pelabuhan di wilayah perairan Indonesia. Untuk kapal asing yang saat ini masih melayani kegiatan angkutan laut dalam negeri tetap dapat melakukan kegiatannya paling lama 3 (tiga) tahun sejak undangundang tersebut berlaku. Dalam perjalanan waktu menjelang 3 tahun penerapan UndangUndang No 17 Tahun 2008 tersebut, asas cabotage tidak dapat dilaksanakan secara konsekwen pada kegiatan eksplorasi dan produksi migas di perairan/lepas pantai, dikarenakan belum tersedianya atau belum cukup tersedianya kapal-kapal penunjang operasi migas berbendera Indonesia. Hal tersebut akan mengganggu kegiatan usaha hulu migas, khusunya yang berada di wilayah perairan/lepas pantai (offshore). Langkah yang telah dilakukan oleh KESDM adalah berkoordinasi dengan Kementerian Perhubungan untuk melakukan revisi Undang-Undang No 17 Tahun 2008 untuk menambah pasal baru bahwa kapal asing dengan spesikasi tertentu masih dapat melaksanakan kegiatannya dalam hal kapal tersebut belum ada atau belum cukup tersedia yang berbendera Indonesia. Revisi Undang-Undang No 17 Tahun 2008 telah disampaikan oleh Presiden kepada Ketua DPR dan telah masuk dalam prioritas pertama Prolegnas tahun 2011. Pada Rapat Kerja tanggal 10 Maret 2011, Komisi V DPR RI meminta kepada Pemerintah untuk mengubah peraturan perundang-undangan di bawah undang-undang terkait ketentuan pengoperasian kapal untuk kepentingan kegiatan usaha minyak dan gas bumi lepas pantai (Offshore) yang bersifat khusus, dan tidak digunakan mengangkut orang dan/atau barang, selambatlambatnya tanggal 17 April 2011. Selain itu, Komisi V DPR RI juga sepakat untuk melakukan pendalaman lebih lanjut mengenai perlu tidaknya mengubah UU No. 17 Tahun 2008 tentang Pelayaran. Pada tanggal 4 April 2011 diterbitkan Peraturan Pemerintah No. 22 Tahun 2011 tentang Perubahan atas PP No. 20 Tahun 2010 tentang Angkutan di Perairan. Pada tanggal 18 April 2011 diterbitkan Peraturan Menteri Perhubungan No. PM 48 Tahun 2011 tentang Tatacara dan Persyaratan Pemberian Izin Penggunaan Kapal Asing Untuk Kegiatan Lain yang Tidak Termasuk Kegiatan Mengangkut Penumpang dan/atau Barang dalam Kegiatan Angkutan Laut Dalam Negeri.

SUB SEKTOR MIGAS No

3

Permasalahan

Keterangan

Tumpang Tindih Penggunaan Lahan,

•

Terutama Kehutanan •

•

•

•

Undang-Undang No 41 Tahun 1999 tentang Kehutanan antara lain mengatur tentang pemanfaatan dan penggunaan kawasan hutan, kecuali pada hutan cagar alam serta inti dan zona rimba pada taman nasional. Banyak Kontrak Kerja Sama di bidang migas yang telah ditandatangani sebelum diundangkannya Undang-Undang No 41 Tahun 1999, dimana wilayah kerja tersebut sebelumnya bukan merupakan kawasan hutan yang terlarang, sehingga Kontrak Kerja Sama tersebut tidak dapat dilaksanakan. Terdapat beberapa Kontrak Kerja Sama yang terhambat, antara lain : a. KKKS ConocoPhillips (WK Warim) dengan wilayah Taman Nasional Lorenz; b. PT. Chevron Pacic Indonesia (lapangan Pematang Bow, Aman, Bekasap South) dengan wilayah kawasan Suaka Margasatwa Balai Raja; c. PT. BOB Bumi Siak Pusako-Pertamina Hulu (WK CPP) dengan wilayah kawasan Suaka Margasatwa Danau Pulau besar/ Danau Bawah; d. Pertamina EP Sangatta (Lapangan Sangatta) dengan Taman Nasional Kutai. Hasil RAKORSUS di POLHUKAM akan dilakukan amandemen UU No 41 Tahun 1999, dibentuk Tim lintas sektoral, Tim akan bekerja menyusun draft Perpu sampai batas waktu Februari 2011. Tindak lanjut Rapat KESDM tanggal 24 Januari 2011 telah disusun draft usulan revisi UU No. 41/2004 dengan manambahkan satu ketentuan bahwa semua perizinan usaha atau perjanjian kontrak kerja sama di bidang pertambangan dan energi yang telah ada sebelum diterbitkannya UU No 41 Tahun 1999 sebagaimana telah diubah dengan UU No 41 Tahun 2004, dinyatakan tetap berlaku sampai dengan berakhirnya izin usaha dan wajib mendapatkan izin pinjam pakai dari Menteri Kehutanan.


241

ENCLOSURE PERMASALAHAN INVESTASI SEKTOR ESDM TAHUN 2011 SUB SEKTOR MIGAS No

4

Permasalahan

Keterangan

Insentif Pembangunan Kilang Minyak Bumi

•

•

•

•

242


Meningkatnya kebutuhan BBM dalam negeri dan meningkatnya impor BBM dikarenakan belum adanya pembangunan kilang minyak baru. Investor masih enggan untuk berinvestasi dalam pembangunan kilang minyak mengingat investasi kilang memerlukan biaya tinggi, resiko tinggi dan keekonomiannya marjinal. Pemerintah telah menerbitkan PP No. 62 Tahun 2008 tentang fasilitas pajak penghasilan di bidang penanaman modal di bidang-bidang usaha tertentu dan/atau daerah-daerah tertentu, yaitu : a. Pengurangan penghasilan netto sebesar 30% dari jumlah penanaman modal dibebankan selama 6 tahun b. Penyusutan dan amortisasi dipercepat c. Pengenaan PPh atas dividen yang dibayarkan kepada Subyek Pajak Luar Negeri sebesar 10% atau tarif tax treaty d. Kompensasi kerugian yang lebih lama dari 5 tahun dan tidak lebih dari 10 tahun dengan persyaratan tertentu namun belum cukup ekonomis Untuk itu telah diusulkan tambahan insentif melalui Surat MESDM kepada Menteri Keuangan nomor 2843/14/MEM.M/2009 tanggal 10 Juni 2009 tentang “Usulan Pemberian Tambahan Insentif Investasi Bagi Proyek Pembangunan Kilang Minyak” yaitu berupa: a. Untuk barang Modal - Dibebaskan atau ditanggung pemerintah atas bea masuknya - Ditanggung pemerintah atas Pajak Dalam Rangka Impor (PDRI)-nya b. Untuk katalis dan suku cadang (spare part) untuk keperluan operasional kilang - Ditanggung pemerintah atas PPn-nya Usulan ini telah dilakukan pembahasan interdep dan disepakati untuk diusulkan fasilitas insentif berupa : fasilitas pajak pertambahan nilai, pajak penghasilan potong pungut/withholding tax, kepabeanan (custom duty), pajak daerah dan pungutan lain

SUB SEKTOR MIGAS No

5

Permasalahan

Insentif Pembangunan Floating Storage Regasication Unit (FSRU)

Keterangan •

•

•

•

Lapangan-lapangan gas di Indonesia umumnya berada di lokasi yang sangat jauh dari pusat-pusat konsumen. Penggunaan pipa penyalur gas tidak dapat memasok kebutuhan gas yang terus meningkat. Untuk transportasi gas jarak jauh pencairan gas menjadi LNG dengan mendinginkannya hingga -1630C sehingga memudahkan transportasi pada jarak jauh dengan menggunakan kapal LNG. Untuk dapat digunakan di daerah oleh konsumen maka LNG yang diangkut oleh kapal harus diterima oleh fasilitas penerima, penampungan dan regasikasi (Floating Storage dan Regasication Unit/FSRU). FSRU adalah infrastruktur yang sangat tepat digunakan untuk mengatasi kekurangan pasokan di beberapa wilayah yang terjadi di Indonesia atau untuk memasok gas ke daerah-daerah konsumen yang jauh dari sumber gas. Investasi yang diperlukan untuk pembangunan FSRU sangat besar dan sebagian besar masih menggunakan produk teknologi yang belum dihasilkan di Indonesia. Besarnya investasi yang diperlukan berakibat pada harga gas di konsumen akhir. Penurunan biaya investasi melalui pemberian fasilitas skal akan membantu menurunkan harga gas di konsumen akhir sehingga mampu terjangkau oleh industri/konsumen kecil. Pembangunan FSRU meningkatkan penggunaan gas dalam negeri dan meningkatkan diversikasi energi nasional sehingga meningkatkan ketahanan energi. Untuk merealisasikan pembangunan FSRU diperlukan insentif investasi. Saat ini telah diusulkan pemberian fasilitas pajak penghasilan terhadap pembangunan FSRU melalui perubahan PP No. 62 Tahun 2008 dan telah dibahas di Kantor Kementerian Koordinator Bidang Perekonomian.


243

ENCLOSURE PERMASALAHAN INVESTASI SEKTOR ESDM TAHUN 2011 SUB SEKTOR KETENAGALISTRIKAN No

1

Permasalahan

Harga Jual Listrik Tidak Mencerminkan Nilai Keekonomiannya

Keterangan •

•

•

244


Harga listrik PLN saat ini adalah 8,24 sen dollar AS per kWh atau sekitar Rp 735 per kWh , padahal biaya untuk memproduksi listrik diperkirakan sekitar Rp 1.008 per kWh. Walaupun terdapat subsidi listrik, pada kenyataannya subsidi listrik ditetapkan besarannya tiap tahunnya (UU tentang APBN). Hal ini mengakibatkan PT. PLN (Persero) melakukan penghematan sedemikian rupa agar besaran subsidi yang didapat tidak melebihi ketetapan. Dalam negosiasi dengan listrik swasta dalam hal pembelian listrik, PLN memiliki kecenderungan untuk menekan harga serendah mungkin (bahkan kalau bisa dibawah harga listrik PLN) dengan tujuan agar tidak melebihi besaran subsidi yang ditetapkan. Hal ini mengakibatkan waktu pengembalian investasi (pay back period) investor listrik swasta menjadi lama. Hal inilah yang mengakibatkan investasi penyediaan tenaga listrik kurang begitu diminati oleh investor swasta. Diperlukan adanya pembedaan antara tarif dan harga jual listrik, dimana selama ini investor mengeluhkan harga jual yang tidak mencapai keekonomiannya, sehingga direkomendasikan agar tarif listrik nantinya disesuaikan dengan harga jual listrik, terutama untuk kalangan konsumen mampu.

SUB SEKTOR KETENAGALISTRIKAN No

2

Permasalahan

Pihak Swasta/IPP meminta Jaminan Pemerintah

Keterangan •

•

•

•

•

Kebutuhan investasi penyediaan tenaga listrik diperkirakan sebesar 80 triliun per tahun, sedangkan kebijakan subsidi yang hanya untuk menutup biaya operasi menyebabkan terjadinya ketidakpastian pendanaan untuk investasi. Program penugasan Pemerintah kepada PLN untuk percepatan pembangunan pembangkit listrik 10.000 MW tahap 1 sepenuhnya didanai oleh pinjaman. Sejak program ini digulirkan tahun 2006, PLN harus melakukan pinjaman langsung secara besar-besaran, baik melalui penerbitan obligasi internasional, maupun pinjaman kepada perbankan nasional dan internasional. Pada satu sisi, PLN melakukan pinjaman besar-besaran, sedangkan disisi lain struktur pendapatan PLN belum dibenahi sehingga neraca keuangan PLN memburuk. Kerjasama antara PLN dengan pihak swasta untuk investasi penyediaan tenaga listrik didasarkan pada hak dan kewajiban yang mengacu kepada alokasi risiko yang dapat dipikul oleh kedua pihak yang dapat menjamin keberlangsungan penyediaan tenaga listrik. Untuk memampukan PLN memikul risiko tersebut, PLN memerlukan dukungan kelayakan usaha dari Pemerintah, mengingat bahwa tarif PLN kepada pelanggan saat ini masih berada di bawah nilai keekonomiannya. Saat ini terdapat 3 tipe jaminan Pemerintah, yaitu pada proyek percepatan pembangkit tahap 1, tahap 2, dan proyek KPS (Kerjasama Pemerintah dan Swasta) Dirjen LPE melalui Nota Dinas Nomor 72/20/600.2/2011 tanggal 6 Januari 2011 menyampaikan konsep surat Menteri ESDM ke Menko Perekonomian yang berisi antara lain bahwa proyek IPP skema B to B, sebaiknya dimasukkan kedalam proyek KPS, agar mendapatkan jaminan Pemerintah.


245

ENCLOSURE PERMASALAHAN INVESTASI SEKTOR ESDM TAHUN 2011 SUB SEKTOR KETENAGALISTRIKAN No

3

Permasalahan

Masyarakat Menuntut Kompensasi di bawah Jaringan SUTT/SUTET (Saluran Udara Tegangan Tinggi/ Ekstra Tinggi)

Keterangan •

•

•

4

Penyediaan Lahan (Perijinan, Harga, Sertikat Tanah Ganda)

•

•

•

•

5

Jaminan Untuk Supply Energi Primer Untuk Pembangkitan

•

•

246


Terhadap tanaman yang mengganggu lintasan jaringan yang suatu saat berpotensi mengganggu jaringan SUTT/SUTET, PLN harus membeli/membebaskan tanaman untuk ditebang. Demikian halnya dengan rumah/bangunan yang terlalu tinggi (masuk ruang bebas), serta tanah yang akan ditempati Tapak Tower. PLN saat ini hanya memberikan kompensasi yang diatur dalam Keputusan Mentamben Nomor 975 Tahun 1999. Dimana kompensasi yang diberikan maksimal 10% dari Nilai jual Obyek pajak (10% x NJOP) dianggap tidak manusiawi. Sehubungan dengan hal tersebut, Pemerintah berencana untuk memberikan kompensasi yang layak bagi warga yang tanahnya dilalui oleh SUTT/SUTET. Saat ini sedang disusun RPP tentang Usaha Penyediaan dan Pemanfaatan TL dan Permen ESDM tentang Kompensasi. Proses ijin pinjam pakai dari Menteri Kehutanan yang memerlukan waktu yang lama mengakibatkan proses pembangunan penyediaan tenaga listrik menjadi terhambat. Kesepakatan mengenai harga tanah dengan masyarakat pemilik lahan seringkali mengalami jalan buntu yang mengakibatkan pembangunan penyediaan tenaga listrik menjadi terhambat. Perlunya koordinasi antar instansi Kementerian BUMN, Kehutanan, ESDM, BPN, Pemda, dan diperlukan adanya regulasi tentang pembebasan lahan. Sosialisasi Peraturan Pembebasan Tidak adanya jaminan kontinuitas supply energi primer untuk pembangkitan listrik khususnya batubara dan gas mengakibatkan terganggunya operasi pembangkit untuk PLTU Batubara dan mahalnya biaya bahan bakar akibat penggunaan BBM untuk pembangkit PLTGU akibat tidak adanya supply gas. Perlunya koordinasi antara PLN, PGN, Pertamina, Minerba, EBTKE (Pabum) dan Migas dalam hal kesepakatan harga jual maupun DMO Batubara dan Gas.

SUB SEKTOR MINERBA No

1

Permasalahan

Pembangunan Fasilitas Pengolahan dan Pemurnian Mineral

Keterangan •

a. Penyediaan Energi

•

•

b. Kekhawatiran Investor atas Jaminan Pasokan Bijih dari IUP Daerah

•

•

•

•

Sesuai dengan UU No 4 Tahun 2009 tentang Pertambangan Mineral dan Batubara, pada Pasal 102 mengenai kewajiban melakukan pengolahan dan permurnian di Dalam Negeri terhitung sejak terbitnya UU, saat ini jumlah produksi bijih yang ada belum seluruhnya dapat diolah di unit pemurnian yang ada di Dalam Negeri dikarenakan keterbatasan unit pemurnian yang ada, untuk itu perlu ditambah unit pengolahan dan pemurnian untuk dapat mengolah/ memurnikan bijih tersebut baik yang ada di wilayah Kontrak Karya maupun IUP-IUP lainnya yang tersebar di seluruh Indonesia. Untuk membangun unit pemurnian logam, dibutuhkan energi listrik yang besar. Saat ini sudah ada beberapa investor yang berminat untuk membangun unit pengolahan dan pemurnian diberbagai daerah, namun terhambat oleh tersedianya energi untuk proses pemurnian dan operasional kerja. Sedangkan biaya untuk membangun pembangkit sendiri sangat besar dan kebanyakan dari investor tidak mampu untuk membiayai pembangunan pembangkit listrik. Untuk itu diaharpkan peran Pemerintah untukmemfasilitasi pengadaan listrik di lokasi pembangunan pabrik pemurnian. Saat ini sudah selesai dilakukan Kajian Rencana Pembangunan Fasilitas Pemurnian khusunya untuk bijih bauksit di Kalimantan Barat, bijih nikel di Sulawesi Tenggara dan Emas/ Tembaga di Papua. Sebagai tindak lanjut, akan dilakukan sosialisasi di daerah terkait dengan lokasi kajiandengan para investor dan Pemda, kemudian akan dilakukan koordinasi dan kerjasama dengan Ditjen Kelistrikan, PLN, Ditjen EBTKE, Pertamina, Ditjen Miga dan Pemda pada tahun 2011, untuk mencari solusi bagi penyediaan energi menjelang batas limit waktu yang diamanatkan dalam UU No.4 Tahun 2009 Saat ini banyak terdapat IUP-IUP komoditas logam yang tersebar di berbagai daerah. Keseluruhan produk bijih yang dihasilkan dai IUP-IUP tersebut harus diolah di Dalam Negeri, sehingga dapat di ekspor dalam be ntuk produk akhir yaitu logam. Telah diterbitkan Peraturan Menteri ESDM Nomor 25 Tahun 2008 tentang Tentang Tata Cara Penetapan Kebijakan Pembatasan Produksi Pertambangan Mineral Nasional Telah diterbitkan Peraturan Menteri ESDM Nomor 34 Tahun 2009 tentang Penguramaan Pemasokan Mineral dan Batubara untuk kepentingan Dalam Negeri. Telah diterbitkan Peraturan Menteri ESDM No. 17/ 2010 tentang Tata Cara Penetapan Harga Patokan Penjualan Mineral dan Batubara


247

ENCLOSURE PERMASALAHAN INVESTASI SEKTOR ESDM TAHUN 2011 SUB SEKTOR MINERBA No

2

Permasalahan

Kurangnya Infrastruktur Angkutan Batubara di Sumatera dan Kalimantan (Jalur Rel Kereta Api Angkutan Batubara)

Keterangan •

•

•

•

•

•

248


Proyek Pembangunan Angkutan Kereta Api dan Pelabuhan Batubara dilaksakan oleh PT. Bukit Asam Transpacic Railway (PT. BATR) yang merupakan perusahaan patungan antara PT. BA (10%), PT. Transpasic Railway Infrastructure (80%), dan PT. China Railway Engineering Corporation (10%). Dibentuk pada 6 Agustus 2008. Pada 2014 ditargetkan total batubara PT. BA yang diangkut oleh PT. KA dari tambang Tanjung Enim ke Pelabuhan Tarahan dan Dermaga Kertapati menjadi sebesar 22,7 juta ton/tahun. Pemerintah Provinsi Kalimantan Tengah dan Bappenas tengah bekerjasama untuk merealisasikan Proyek pembangunan rel kereta api Angkutan Batubara Jalur Puruk Cahu – Bangkuang dengn skema kerjasama pemerintah dan swasta alias public private partnership (PPP). proyek rel kereta api sepanjang 185 km. Nilai investasi proyek rel keretaapi Purukcahu - Bangkuang itu semula ditaksir cuma US$ 1,5 miliar saja, akan tetapi kini menjadi US$ 2,2 miliar. Hal ini dikarenakan belum memasukkan biaya untuk perbaikan pelabuhan dan angkutan sungai di sekitar proyek, Proses pembebasan lahan pun sudah tidak bermasalah, hanya tengah menjalani proses ijin pinjam pakai di Kementerian Kehutanan. Perlu dilanjutkan kembali Tim Kerja yang pernah dibentuk oleh Ditjen Pemerintahan Umum – Kementerian Dalam Negeri untuk memfasilitasi penyelesaian permasalahan pengembangan rel kereta api terutama untuk mengkoodinir Pemda untk mendukung proyek tersebut.

SUB SEKTOR MINERBA No

3

Permasalahan

Belum Adanya Regulasi Mengenai Pengembangan Batubara Mutu Rendah

Keterangan • •

•

•

Kurangnya Jaminan Pasokan Batubara Untuk Bahan Baku Briket.

•

•

Menetapkan regulasi yang mengatur nilai bagi hasil bagian pemerintah dari penambangan batubara mutu rendah. Mendorong pengusahaan batubara peringkat rendah di dalam negeri untuk memenuhi kebutuhan energi melalui paket insentif, seperti penentuan tarif nilai bagi hasil (PKP2B) untuk batubara mutu rendah. Meningkatkan diversikasi pemanfaatan batubara mutu rendah nmelalui program pembakaran langsung, pengembangan briket batubara, pencairan batubara, gasikasi, up grading batubara, dengan memperhatikan faktor lingkungan. Memberikan insentif bagi investor (penambangan dan pengolahan) yang mengembangkan UBC, pencairan, dan gasikasi batubara, antara lain jaminan hasil produk dibeli oleh pihak pemerintah. Telah diterbitkan Peraturan Menteri ESDM Nomor 34 Tahun 2009 tentang Pengutamaan Pemasokan Mineral dan Batubara untuk kepentingan Dalam Negeri. Mengubah komposisi penjualan dalam negeri dan ekspor yang saat ini 28 : 72, secara bertahap


249

ENCLOSURE PERMASALAHAN INVESTASI SEKTOR ESDM TAHUN 2011 SUB SEKTOR EBTKE No

1

Permasalahan

Berdasarkan UU No. 41 Tahun 1999 tentang Kehutanan dan PP No. 68 Tahun 1998 tentang Kawasan Suaka Alam dan Kawasan Pelestarian Alam • Tidak diperbolehkannya kegiatan operasi panas bumi di kawasan hutan konservasi • Diperbolehkan kegiatan operasi panas bumi di kawasan hutan lindung, namun diperlukan ijin pinjam pakai yang membutuhkan waktu yang tidak pasti

Keterangan •

•

•

•

•

2

Belum Ada Kebijakan Pemerintah dan Regulasi Pada Tahap Implementasi Proyek Pembangunan PLTN

•

•

• •

250


Telah dilakukan inventarisasi potensi panas bumi di Indonesia, sebesar 70% berada di dalam kawasan hutan, yang terdiri dari : a. Distribusi titik potensi dari Badan Geologi : hutan lindung 17% & hutan konservasi 16 % b. Kapasitas potensi : hutan lindung 23% & hutan konservasi 21% Telah disampaikan surat MESDM No. 6980/20/MEM.E/2010 tanggal 2 November 2010 perihal Percepatan Penyelesaian Izin Pinjam Pakai Kawasan Hutan untuk Proyek PLTP Jawaban dari Menhut melalui Surat No. S.600/MenhutVII/2010 tanggal 22 November 2010 bahwa Menhut sedang menyusun revisi Permenhut No. P.43/Menhut-II/2008 tanggal 10 Juli 2008 tentang pemanfaatan hutan diluar kegiatan kehutanan Izin pinjam pakai memerlukan rekomendasi dari Gubernut/ Bupati/Walikota sesuai dengan kewenangannya yang membutuhkan waktu yang tidak pasti Telah dilakukan koordinasi antara DJEBTKE dengan Ditjen Perlindungan Hutan dan Konservasi Alam (PHKA) yang mengusulkan untuk merevisi PP 68/1998 bahwa panas bumi sebagai jasa lingkungan karena untuk menjadi energi yang renewable panas bumi harus menjaga eko-lingkungannya Karena pelaksanaan implementasi proyek pembangunan PLTN membutuhkan waktu yang cukup lama, maka diperlukan segera adanya kebijakan pemerintah pada tahap implementasi proyek tersebut. Undang-Undang Nomor 10/1997 tentang Ketenaganukliran memberikan payung terhadap pemanfaatan tenaga nuklir untuk maksud damai dan memberi keuntungan sebesarbesarnya bagi kesejahteraan dan kemakmuran rakyat. Segera dibentuk regulasi tentang kebijakan pemerintah pada tahap implementasi proyek pembangunan PLTN Perlu dibuat regulasi untuk industri pendukung pembangunan proyek PLTN

SUB SEKTOR EBTKE No

3

Permasalahan

Pemberian Insentif Bagi Perusahaan BBN

Keterangan •

•

•

4

Insentif Pendanaan Konservasi Energi

•

•

•

•

•

Disamping pemberian insentif melalui Peraturan Menteri Keuangan Nomor 215/PMK.03/2010 tentang Pajak Pertambahan Nilai Ditanggung Pemerintah Atas Subsidi BBM, BBN, LPG Tabung 3 kg, Pemerintah melalui PT Pertamina (persero) juga telah diberikan subsidi kepada produsen BBN untuk setiap liter BBN yang dicampurkan ke dalam BBM. Permasalahan saat ini adalah perhitungan besar subsidi yang diterima oleh produsen BBN ditentukan berdasarkan indeks harga BBN melalui rapat Tim Harga BBN. Besarnya indeks harga BBN jenis bioetanol yang selama ini didasarkan pada harga publikasi Argus untuk Ethanol FOB Thailand sesuai dengan Keputusan Menteri ESDM Nomor 0219K/12/ MEM/2010 belum sesuai dengan besarnya biaya produksi bioetanol di dalam negeri serta belum memperhitungkan biaya transportasi ke konsumen. Sedang dibahas revisi Keputusan Menteri ESDM Nomor 0219 K/12/MEM/2010 sehingga rumusan harga indeks BBN mempertimbangkan komponen-komponen harga produksi BBN dan transportasinya Bank belum memahami tentang cost and benet dari green project termasuk proyek esiensi dan konservasi energi sehingga tidak berminat untuk mendanai proyek esiensi dan konservasi energi. ESCO belum dapat memberikan j aminan penghematan energi yang diperoleh dari project esiensi dan konservasi energi. Hal ini disebabkan antara lain karena kompetensi dari SDM ESCO masih lemah. Disamping itu kemampuan nansial ESCO dalam negeri juga masih rendah. Kegiatan capacity building untuk meningkatkan pemahaman tentang esiensi energi dan konservasi energi kepada pihak perbankan direncanakan akan dilaksanakan pada bulan Maret 2011. Untuk meningkatkan kompetensi SDM ESCO, telah disusun standar kompetensi bagi auditor energi dan akan segera ditetapkan melalui PerMen ESDM. KESDM bersama dengan Bank Indonesia, Badan Kebijakan Fiskal dan Pusat Investasi Pemerintah sedang menjajagi skema insentif pendanaan esiensi dan konservasi energi yang dapat diterapkan. KESDM sedang menyusun pilot project pendanaan esiensi energi dan konservasi energi, dimana pemerintah dapat memberikan insentif pendanaan, audit energi dan feasibility studi yang akan dilaksanakan oleh ESCO dalam negeri. Agar dapat memberikan jaminan penghematan energi sekaligus peningkatan capacity building, ESCO dalam negeri tersebut dapat bekerja sama dengan ESCO luar negeri.


251

Buku Investasi ESDM Indonesia FINAL

Recommend Documents