Danny Hidayat

PATRA14023

ENERGI NON-KONVENSIONAL : KATALISATOR KEMANDIRIAN ENERGI BANGSA

Energi merupakan eksistensi yang tak dapat terpisahkan dari kehidupan manusia, terutama pada zaman modern ini. Sejak tahun 1800-an, minyak, gas, dan batubara telah menjadi energi yang paling digemari hampir di seluruh dunia. Hal itu merupakan imbas dari penemuan mesin uap dan internal combustion engine pada masa revolusi industri. Memasuki dekade 1900-an hingga 2000, ledakan penduduk serta kemajuan teknologi dan perkembangan industri membuat minyak dan gas semakin digemari dan menjadi sebuah pra-syarat bagi pembangunan.

Hal tersebut membuat minyak dan gas mempunyai fungsi yang sangat strategis bagi sebuah Negara yang memiliki produksi berlimpah. Pada awal dekade 1970-an, Indonesia pernah mencapai produksi minyak berlimpah sejak puncak produksi Lapangan MINAS. Saat itu, produksi mencapai 853.000 BOPD (Barrel Oil Per Day) dan meningkat menjadi 1,6 juta BOPD pada sekitar tahun 1977, sedangkan konsumsi hanya sekitar 122.000 BOPD dan meningkat menjadi 400.000 BOPD pada 1977. Artinya kita mendapatkan surplus lebih dari 75% total produksi. Namun, memasuki tahun 1998, ledakan penduduk, kemajuan teknologi serta terjadinya krisis ekonomi membuat kondisi berubah 180 derajat, ditambah dengan minimnya eksplorasi saat itu. Pada saat ini, produksi minyak kita sekitar 860.00 BOPD, namun konsumsi sudah melampaui 1,4 juta BOPD (ESDM,2012). Hal ini membuat Pemerintah Indonesia memutar otak dan menentukan kebijakan — kebijakan baru terkait energi.

Kebijakan energi tersebut tertuang pada Peraturan Presiden (PERPRES) no.5 tahun 2006 tentang Kebijakan Energi Nasional. Pada pasal 2, disebutkan bahwa salah satu tujuan dari Kebijakan ini adalah terciptanya bauran energi yang optimal pada 2025. Kebijakan ini dilanjutkan dengan keluarnya Indonesia Primary Energy Mix 2010–2030 (Gambar 1) yang dikeluarkan oleh pusat data dan informasi Kementrian ESDM dalam Indonesia Energy Outlook (IEO). Dalam 20 tahun mendatang, kebutuhan pasokan energi primer meningkat lebih dari tiga kali lipat. Menurut Skenario Mitigasi dalam IEO 2010, di tahun 2030 kebutuhan pasokan energi primer akan menjadi 3,45 Miliar BOE (Barrel Oil Equivalent) atau rata-rata 9,45 Juta BOEPD (Barrel Oil Equivalent Per Day). Minyak, gas konvensional serta batubara tetap menjadi pasokan energi terbesar pada 2030, namun komposisinya berubah. Pasokan energi dari minyak dan batubara turun menjadi 26% dan 30%, sedangkan gas konvensional naik menjadi 27%. Hal ini disebabkan karena gas merupakan energi yang lebih bersih dan ketersediannya lebih banyak daripada minyak.

Hal diatas mengindikasikan bahwa Indonesia membutuhkan banyak pasokan energi agar dapat mencapai ekuilibrium dalam supply-demand energi. Namun, perlu diingat bahwa produksi minyak bumi Indonesia masih banyak bergantung pada cekungan — cekungan tua yang telah memasuki masa penurunan produksi secara alamiah. Sedangkan, di sisi lain kita memiliki nilai Reserve Replacement Ratio (RRR) yang rendah, yaitu 44,42% (SKK MIGAS,2014), dan diperparah dengan kondisi kilang yang terbatas bahkan untuk mengolah produksi dalam negeri. Maka, kita tidak dapat lagi hanya bergantung pada pasokan energi dari minyak dan gas konvensional saja. Salah satu pasokan energi tersebut, yang juga tertuang dalam Bauran Energi Primer Nasional diatas, adalah memanfaatkan pasokan energi non-konvensional. Pertanyaannya, apakah energi ini memiliki ketersediaan yang serupa dengan minyak dan gas? Apakah mungkin untuk dikembangkan? Jika ya, apa saja dampak yang akan ditimbulkannya? Dari sekian banyak potensi energi non-konvensional tersebut, tulisan ini akan mengupas 2 sumber energi non-konvensional yang berpotensi untuk dikembangkan di Indonesia, yaitu Coal Bed Methane (CBM) dan Geothermal atau panas bumi, serta kendala dan solusi dari permasalahan teknis maupun nonteknis dari kedua energi tersebut yang terjadi di Indonesia.

Coal Bed Methane

Coal Bed Methane (CBM) adalah gas bumi, utamanya metana, yang terkandung dalam lapisan batubara di bawah permukaan akibat proses coalification selain air dan batubara itu sendiri. Batubara memiliki kemampuan menyimpan gas dalam jumlah yang banyak, karena permukaannya mempunyai kemampuan mengadsorpsi gas. Meskipun batubara berupa benda padat dan terlihat seperti batu yang keras, tapi didalamnya banyak sekali terdapat pori-pori yang berukuran lebih kecil dari skala mikron, sehingga batubara ibarat sebuah spons. Kondisi inilah yang menyebabkan permukaan batubara menjadi sedemikian luas sehingga mampu menyerap gas dalam jumlah yang besar. Jika tekanan gas semakin tinggi, maka kemampuan batubara untuk mengadsorpsi gas juga semakin besar. Beberapa orang (atau perusahaan) menggunakan istilah lain, yaitu Coal Seam Gas (CSG).

Berdasar penelitian Advance Resource International Inc. (ARI) bersama dengan DitJen Migas, Indonesia memiliki potensi cadangan (resource) CBM sebesar 453.3 TCF yang terbagi ke dalam 11 (sebelas) cekungan di Pulau Sumatera, Kalimantan, Jawa dan Sulawesi. Jumlah ini menempatkan Indonesia sebagai Negara dengan cadangan CBM terbesar ke-6 di dunia.

Gambar 2. Peta persebaran CBM Indonesia

Pada tahun 2015, seharusnya Indonesia mampu untuk memproduksi CBM sebesar 500 MMSCFD dan naik menjadi 1000 MMSCFD dalam 5 tahun berikutnya (ESDM,2015). Namun, pada tahun 2015, Indonesia hanya mampu memproduksi sebesar 0,5 MMSCFD atau setara dengan 0.1% saja dari target yang telah ditentukan. Hal ini disebabkan oleh beberapa faktor yang menyebabkan sulitnya pengembangan CBM Indonesia, antara lain :

a. Kurang tersedianya peralatan operasi

Berdasar data dari ESDM, pada tahun 2013 hingga 2015 seharusnya dibor 412 sumur CBM baru. Namun, hal ini terkendala dengan ketersediaan rig pemboran untuk CBM. Badan Penelitian dan Pengembangan (Balitbang) ESDM telah menargetkan untuk menyediakan 20 rig CBM setiap tahun. Namun, pada tahun 2012 saja, telah terdapat 54 PSC CBM. Jumlah 20 rig per tahun tentu tidak cukup untuk memenuhi kebutuhan investor. Hal seperti ini tentulah tidak bisa diselesaikan oleh satu buah lembaga saja, namun memerlukan kolaborasi yang baik antara lembaga — lembaga terkait, misalnya Lemigas, yang juga telah mengembangkan rig CBM dengan harga yang relatif lebih murah. Kontribusi dari Kementrian Perindustrian juga diperlukan dalam menangani masalah ini.

b. Tumpang tindih lahan

Kendala lainnya dalam pengembangan CBM di Indonesia adalah tumpang tindih lahan dengan pemegang kegiatan pengelola batubara. Pada dasarnya, CBM dan batubara tidak bisa dieksploitasi secara bersamaan. Penambangan batubara secara open pit akan merusak pori dari batubara sehingga mengakibatkan gas yang terkandung didalamnya akan terlepas ke udara. Surface facilities yang digunakan antara 2 kegiatan ini juga sangat berbeda.

Dalam hal ini, Pemerintah merupakan kunci untuk menentukan keekonomisan dari suatu wilayah kerja CBM atau batubara. Salah satu hal yang dapat dilakukan adalah melakukan pemetaan pada wilayah kerja, sehingga dapat dibagi daerah dengan prospek penambangan batubara dan prospek eksploitasi CBM. Dibutuhkan juga kerjasama masing — masing kontraktor agar kedua kegiatan bisa berlangsung dengan optimal.

c. Biaya pengembangan yang tinggi dan lamanya Break Event Point

Berbeda dengan batuan reservoir gas konvensional, batubara memiliki porositas rekah yang sangat kecil (dapat mencapai < 3%) dan permeabilitas kurang lebih 10mD. Selain itu, untuk dapat memproduksi gas yang teradsorbsi, maka perlu dilakukan proses dewatering untuk menghilangkan air yang terdapat pada lapisan batubara. Setelah tekanan air turun hingga mencapai suatu batas tertentu, molekul gas dapat berdifusi dari struktur molekul batubara. Pada proses dewatering, gas belum terproduksi, melainkan yang terproduksi adalah air. Karena CBM terdapat pada kedalaman yang relatif lebih rendah dibanding gas konvensional, maka dibutuhkan pompa seperti ESP untuk menyerap air. Hal ini mengakibatkan biaya produksi tinggi, padahal gas belum terproduksi.

Meskipun telah mencapai tahap produksi, masih terdapat beberapa kendala lain, yaitu periode produksi yang tidak sepanjang gas konvensional, yaitu 10–20 tahun. Hal ini diperparah dengan flow gas yang lambat, akibat dari permeabilitas batubara yang buruk, yang berakibat pada lambatnya Break Event Point. Selain itu masih dibutuhkan Pioneering Cost untuk pengadaan infrastruktur di bagian hilir. Proses produksi CBM secara umum dapat dilihat pada grafik berikut

Gambar 3. Kurva produksi CBM

Untuk mengatasi masalah ini, maka Pemerintah selayaknya memberi insentif fiskal pada kontraktor. Insentif dapat berupa keringanan pajak atau kredit investasi, terutama saat proses masih mencapai dewatering phase.

d. Kualitas SDM dan teknologi yang kurang memadai

Akibat dari flow gas yang lambat pada satu buah sumur CBM, maka dibutuhkan teknologi pengeboran yang lebih optimal, seperti multilateral wells. Pada proses ini, pengeboran dilakukan secara horizontal dan bercabang untuk memperbesar luas permukaan pengeboran, sehingga tidak diperlukan jumlah sumur yang banyak, namun kuantitas produksi dapat ditingkatkan. Selain itu, dapat juga dilakukan Heat Injection untuk memperbesar difusivitas batubara dan ECBM (Enhanced Coal Bed Methane Recovery). Prinsip dasar ECBM hampir sama, yaitu injeksi gas untuk mensubstitusi gas metana yang terdapat pada batubara. Karena metode diatas tersebut sangat rumit, maka dibutuhkan kualitas SDM yang sebanding. Oleh karena itu, pelatihan dan penguasaan teknologi sangat dibutuhkan, dan harus didorong oleh kesiapan dari Pemerintah.

e. Permasalahan lingkungan

Pada kegiatan eksploitasi CBM, seperti sudah dijelaskan sebelumnya, akan menghasilkan air yang sangat banyak pada proses dewatering. Air yang berasal dari bawah permukaan tentunya akan memiliki karakteristik yang berbeda dengan air permukaan. Pembuangan air secara terrestrial akan menyebabkan terganggunya ekosistem darat. Maka, untuk mengatasi permasalahan ini dibutuhkan penanganan air secara tepat, sehingga tidak menurunkan kualitas tanah dan merusak ekosistem darat.

Geothermal

Menurut Pasal 1 UU No.27 tahun 2003 tentang Panas Bumi, yang dimaksud dengan panas bumi adalah sumber energi panas yang terkandung di dalam air panas, uap air, dan batuan bersama mineral ikutan dan gas lainnya yang secara genetik semuanya tidak dapat dipisahkan dalam suatu sistem Panas Bumi dan untuk pemanfaatannya diperlukan proses penambangan.

Indonesia merupakan Negara kepulauan yang terletak pada rangkaian gunung api yang disebut sebagai Ring of Fire, sehingga memiliki potensi panas bumi yang melimpah. Statistik menunjukkan bahwa potensi panas bumi Indonesia mencapai 29.000 MWe (Badan Geologi Indonesia, 2013). Analisis oleh Kementrian ESDM juga menghasilkan potensi yang sama, lebih tepatnya 28.994 MWe (ESDM,2013). Jumlah tersebut membuat Indonesia sebagai Negara dengan potensi panas bumi terbesar di dunia, dengan memiliki cadangan kurang lebih 40% dari cadangan panas bumi dunia. Jumlah tersebut juga setara dengan lebih dari 200 Miliar BOE. Di sisi lain, geothermal juga menempati peringkat 4 sebagai energi utama dalam pembangkit listrik. Maka, geothermal seharusnya menjadi jawaban pemerintah atas Mega Proyek 35.000 MW dan permasalahan elektrifikasi pada Bangsa ini yang baru mencapai angka 86,4% (ESDM,2013).

Namun, realita tidak seindah ekspektasi. Kenyataannya, hingga saat ini, menurut data dari PT PERTAMINA Geothermal Energy (PGE), potensi tersebut baru dimanfaatkan sebesar 1,4835 GW dari 11 pembangkit listrik, atau hanya sekitar 5% dari total potensi yang ada. Dengan jumlah tersebut, Indonesia hanya menempati peringkat ke-3 dunia sebagai Negara dengan kapasitas geothermal terpasang (Installed Capacities). Indonesia berada dibawah Amerika Serikat (3,4 GW) dan Filipina (1,87 GW) (Renewables 2013 Global Status Report). Filipina, dengan potensi geothermal “hanya” 10,2 GW, atau kurang dari setengah dari cadangan geothermal Indonesia, justru mampu mengembangkan potensinya hingga melebihi Indonesia. Hal ini tentunya menjadi pertanyaan bagi kita semua, seluruh Bangsa Indonesia.

Sebelum menjawab pertanyaan tersebut, kita perlu melihat alasan mengapa geothermal ini layak untuk dijadikan pemasok energi. Pertama, geothermal merupakan energi yang ramah lingkungan. Emisi gas CO2 pada Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi (PLTP) sekitar 122 kg per Megawatt-jam, atau kira — kira seperdelapan dari total emisi pembangkit listrik tenaga batubara. Kedua, luas daerah untuk PLTP relatif lebih kecil, yaitu 0,4–3 hektar, sedangkan pembangkit listrik lainnya membutuhkan area hingga 7,7 hektar. Dan ketiga, energi ini dikategorikan sebagai energi yang dapat diperbaharui, karena ekstraksi panasnya jauh lebih kecil dibandingkan dengan muatan panas bumi itu sendiri.

Lalu, mengapa hal itu tidak membuat panas bumi Indonesia berkembang pesat? Ibarat 2 sisi mata uang tak terpisahkan, keuntungan selalu diikuti dengan kendala. Dalam tulisan ini, akan dipetakan kendala — kendala tersebut dan solusinya, antara lain :

a. Ketidakpastian cadangan yang tinggi

Bisnis geothermal merupakan bisnis dengan ketidakpastian yang tinggi. Ketidakpastian itu dapat berupa ketidakpastian prediksi cadangan bawah permukaan, yang akan berdampak pada ketidakpastian ekonomi. Lembaga keuangan tentu tidak akan mengganti Capital Expenditure (CAPEX) yang digunakan untuk eksplorasi sebelum ditemukannya cadangan yang menarik secara ekonomis. Pertimbangan lain yang juga menjadi perhatian lembaga keuangan adalah recoverable reserves dan kemampuan dari fluida produksi untuk membangkitkan listrik. Jika kontraktor telah mendapatkan semua itu, masih ada permasalahan lain, yaitu dampak lingkungan yang akan ditimbulkan. Kontraktor harus dapat meyakinkan lembaga keuangan agar penginjeksian fluida kembali kedalam sumur tidak menimbulkan permasalahan yang baru. Permasalahan ini pernah dibahas dalam laporan World Wildlife Fund (WWF), Igniting the Ring of Fire : A Vision for Developing Indonesia’s Geothermal Power pada 7 Mei 2012. Salah satu solusi yang diusulkan saat itu ialah kebijakan cost recovery atau asuransi eksplorasi yang diberikan pada Perusahaan yang melakukan eksplorasi geothermal.

b. Biaya pengoperasian yang tinggi

Eksploitasi panas bumi melibatkan lapangan dengan temperatur bawah permukaan yang tinggi (mencapai 200oC), sehingga dibutuhkan peralatan khusus untuk pengoperasiannya. Umumnya, PLTP di Indonesia menggunakan teknologi Single Flash Steam, dan teknologi ini diprediksi tetap akan menjadi backbone selama 10 tahun ke depan (PGE,2015). Pada Flash Steam, suhu pengoperasian diatas 180oC, sehingga peralatan yang dibutuhkan juga harus sesuai dengan temperatur operasi. Karena itu, kebanyakan dari peralatan tersebut didapat dengan sewa atau impor. Untuk menghemat biaya alat, kemampuan rancang bangun dan rekayasa dalam negeri merupakan sektor yang harus dibenahi. Selain itu, dibutuhkan simulasi atau pemodelan kinerja reservoir secara menyeluruh untuk berbagai kemungkinan lapangan agar pengoperasian kegiatan eksploitasi terintegrasi dan terencana dengan baik.

c. Proses perizinan yang rumit

Meskipun area untuk PLTP tergolong kecil, namun kawasan dengan potensi panas bumi seringkali berada pada daerah pegunungan atau hutan konservasi, sehingga proses perizinan akan melibatkan banyak stakeholder. Proses perizinan ini semakin rumit dengan adanya penolakan dari beberapa kalangan masyarakat dan juga lambatnya pengeluaran IUP yang mencapai 2 tahun. Untuk mengatasi masalah ini, perlu dilakukan perizinan satu pintu yang terintegrasi mulai dari proses eksplorasi hingga penyelesaian lapangan. Koordinasi antar stakeholder sangat dibutuhkan, utamanya adalah Kementrian ESDM dan Perhutanan. Selain itu, sosialisasi kepada masyarakat juga harus dilakukan, baik teknis maupun nonteknis, agar kelancaran dan keamanan proyek tidak dipermasalahkan oleh lingkungan sosial. Sustainable environment akan tercipta jika diimbangi dengan proper management.

d. Ketidakpastian hukum dan harga jual

Hasil tender pengelolaan lapangan panas bumi pada kenyataannya tidak menentukan harga dalam Power Purchase Agreement. Sehingga, utamanya pemenang tender merupakan Perusahaan yang dapat memberikan harga jual listrik terendah kepada PLN sebagai pembeli. Selain itu, harga listrik yang ditawarkan umumnya juga lebih tinggi dari listrik yang dibangkitkan oleh pembangkit listrik tenaga batubara, yaitu 9,6 sen Dollar AS per KWh (Kilowatt-hour) berbanding 8,2 sen Dollar AS per KWh. Pemerintah sebagai lembaga tinggi Negara harus bersifat tegas dalam hal ini. Memang, selama ini tender lebih banyak dimenangkan oleh PGE, namun kerjasama dengan kontraktor asing juga diperlukan untuk mengembangkan sektor panas bumi dengan optimal. Perlu adanya hukum yang jelas mengenai mekanisme pemenang tender seperti dalam bisnis migas. Agar harga jual listrik dari PLTP kompetitif, perlu diberikan insentif fiskal pada kontraktor seperti tax holiday.

e. Keterbatasan sumber daya

Tak dapat dipungkiri, sumber daya alam yang melimpah membutuhkan kesiapan dari sumber daya manusianya. Beberapa ahli panas bumi memperkirakan dibutuhkan 30–50 tenaga ahli untuk mengembangkan proyek panas bumi sebesar 1000 MWe. Keahlian tersebut meliputi pengetahuan terpadu serta pengalaman dari ekplorasi, eksploitasi, utilisasi, manajemen dan analisa keekonomian, serta analisa lingkungan panas bumi. Untuk menyelesaikan permasalahan ini, pendidikan dan penelitian memegang peranan yang sangat penting. Pembentukan Central Research dan lembaga pendidikan lainnya sangat berpengaruh untuk pengembangan panas bumi kedepannya. Kerjasama antara Kementrian ESDM, BAPPENAS, Pemerintah, Industri panas bumi maupun LSM lainnya juga merupakan komponen yang sangat penting agar dapat memajukan geothermal Indonesia sesuai target bauran energi.

Dari kedua ulasan mengenai kedua jenis energi non-konvensional diatas, terlihat bahwa masing — masing energi tersebut mempunyai kelebihan serta kendala masing — masing. Ini merupakan pekerjaan rumah yang sangat penting bagi Bangsa Indonesia untuk memecahkan kendala tersebut dengan perannya masing — masing. Pemerintah serta seluruh Lembaga Tinggi Negara Indonesia sebagai pemegang kebijakan tertinggi harus dapat menjalankan fungsi yang dirumuskan Mahkamah Konstitusi atas Pasal 33 UUD 1945 yaitu merumuskan kebijakan (beleid), pengaturan (regelendaad), pengurusan (bestuurdaad), pengelolaan (beheerdaad), dan pengawasan (toezichthoudendaad) untuk mencapai tujuan Negara seperti disebutkan dalam Pembukaan UUD 1945 (Widjojanto,2010). Pemerintah harus menyadari bahwa cadangan sumber energi konvensional Indonesia tidak tak terbatas, sehingga diversifikasi melalui energi non-konvensional adalah salah satu cara yang harus ditempuh untuk menciptakan kemandirian energi Bangsa dan modal pembangunan berkelanjutan.

Kerja keras juga harus dilakukan oleh seluruh perusahaan yang terlibat dalam bisnis energi non-konvensional ini. Indonesia tidak bisa hanya bergantung pada Badan Usaha Milik Negara (BUMN) seperti PERTAMINA dan PLN untuk mengelola keseluruhan proses pengembangan dari hulu hingga ke hilir. Lembaga Pemerintah seperti SKK MIGAS, stakeholder penunjang seperti Perusahaan EPC (Engineering, Procurement, and Construction), dan juga lembaga keuangan Nasional juga memegang peranan penting dalam proses niaga, pengadaan infrastruktur, dan transportasi di bagian hilir. Dengan sinergisasi komponen hulu dan hilir, maka model bisnis energi non-konvensional seperti CBM dan geothermal yang sehat, menguntungkan, dan berkelanjutan dapat dicapai.

Last but not least, peran peneliti dan akademisi sangatlah penting dalam mewujudkan pengembangan teknologi berbasiskan inovasi. Teknologi eksplorasi dan eksploitasi energi non-konvensional, khususnya CBM dan geothermal merupakan sektor yang harus dimaksimalkan. Lembaga pendidikan dan pengembangan serta lembaga riset harus bekerja keras melakukan inovasi dari sektor teknologi melalui pendidikan, penelitian, dan transfer teknologi. Pemanfaatan geothermal di Negara Filipina serta elektrifikasi di Negara Vietnam yang mencapai lebih dari 90% adalah bukti nyata dari peran peneliti dan akademisi yang terintegrasi dengan baik. Perguruan Tinggi Indonesia harus membuka mata terhadap dunia industri agar tercapai link and match antara riset dan perkembangan kondisi industri saat ini. Hal ini penting agar riset yang dilakukan oleh Peneliti dan Akademisi Indonesia memiliki tujuan yang jelas, serta didukung oleh nilai guna dan nilai tukar komersial.

Seleksi alam telah membuat energi Indonesia tidak lagi menjadi komoditas, namun menjadi aset strategis untuk memajukan Bangsa Indonesia. Karena itu, kemandirian energi menjadi hal yang wajib dimiliki oleh Indonesia untuk terus memutar roda perekonomian Negara. Pengembangan sektor energi non-konvensional merupakan suatu jalan untuk mencapai tujuan tersebut. Semoga tulisan ini dapat menyadarkan berbagai kalangan untuk mengembangkan energi non-konvensional, menjadi katalisator menuju kemandirian energi Bangsa Indonesia.