DEFRY ERWINSYAH UMRA LUBIS

PATRA 14019

OPTIMISASI CBM SEBAGAI PENJAGA KETAHANAN ENERGI NASIONAL

Dewasa ini Indonesia sudah terlihat gejala — gejala mengalami krisis. Krisis yang akan di hadapi Indonesia yaitu air, pangan, dan energy. Energi Indonesia sekarang pun sudah mengalami krisis dalam memenuhi kebutuhannya sendiri. Posisi energy dalam pemasukan negara berada pada urutan kedua, tidak heran jika energy menjadi sector yang krusial dalam kehidupan maupun perekonomian di Indonesia. Adapun ketahanan energi dipahami sebagai suatu kondisi saat kebutuhan masyarakat luas akan energi dapat dipenuhi secara berkelanjutan, ber­dasarkan prinsip-prinsip ketersedia­an (availability), keterjangkauan har­ga (affordability), kemudahan akses (accessibility), keberlanjutan (sustainability), dan kesederhanaan tata kelola (simplicity).

Krisis di Indonesia sudah mulai tampak di pelupuk, sedangkan banyak yang belum mengetahuinya. Kondisi Indonesia yang katanya “Negara kaya Migas” ternyata tidak sepenuhnya benar atau bahkan salah. Reserve minyak Indonesia pada tanggal 1 januari tahun 2011 sebesar 7732.27 MMSTB dengan proven sebesar 4039.57 MMSTB dan potensial sebesar 3692.70 MMSTB. Jumlah tersebut merupakan 0.3% cadangan dunia yang proven sebesar 1.35 triliun barel. Reserve gas Indonesia pada tanggal 1 januari tahun 2011 sebesar 152.89 TSCF dengan proven sebesar 104.71 TSCF dan potensial sebesar 48.18 TSCF. Jumlah tersebut juga tidak sampai 1% cadangan dunia yang sama sekali tidak mengindikasikan kita sebagai negara kaya migas.

Jika ditinjau dari crude oil, penggunaan crude oil sangat berpengaruh bagi kehidupan social maupun ekonomi bangsa Indonesia. Banyak produk yang digunakan sehari — hari berasal dari crude oil mulai dari LNG, LPG, chemical substance, BBM, jet fuel, diesel fuel, waxes, ship fuel, and asphalt. Namun sayangnya Indonesia sudah tidak sanggup memenuhi demand dalam negeri dengan mandiri lagi. Hal tersebut terjadi karena terjadi ketidakseimbangan pada neraca crude oil di Indonesia. Menurut international energy annual (EIA) mulai tahun 2004 Indonesia sudah dikatakan sebagai net importer karena demand sudah terjadi perpotongan antara garis konsumsi dan garis produksi. Namun proyeksi pemerintah dalam komposisi pemanfaatan energy nasional akan berangsur — angsur mengurangi penggunaan minyak bumi sebagai komposisi terbesar di dalam pemanfaatan energy nasional. Pengurangan ini menyebabkan kenaikan penggunaan gas bumi, batubara, dan energy baru terbarukan (EBT) sebagai substituennya.

Tidak jauh berbeda dengan gas, penggunaan gas juga tidak kalah berpengaruhnya bagi pemerintah untuk memutar roda ekonominya. Komposisi pemanfaatan gas sebagai penunjang hidup bangsa Indonesia dibagi menjadi enam kelompok sebagai domestic LPG, industry, domestic LNG, pembangkit, pupuk, dan artificial lift. Jika dilihat dari table dibawah, neraca gas Indonesia tahun 2014 devisit 2.524 MMSCFD. Namun menurut kementrian ESDM (Energi dan Sumber Daya Mineral) kita akan devisit mulai tahun 2020 jika porsi ekspor dimasukkan ke dalam supply di Indonesia. Menurut kementrian ESDM devisit tersebut disebabkan karena porsi ekspor

kita yang terlalu besar yaitu 40%.

Di industri minyak dan gas dikenal pula minyak dan gas nonkonvensio­nal sebagai salah satu sumber energi baru. Beberapa produk minyak non­konvensional adalah heavy oil, shale oil, dan oil sands. Adapun kelompok gas nonkonvensional antara lain gas metana batu bara atau coal bed methane(CBM), tight gas sands, shale gas, dan hydrates gas.

Potensi CBM sekitar 453,3 TSCF dan gas bumi 334,5 TSCF. Paling ti­dak, dalam satu dasawarsa terakhir, upaya persiapan dalam memanfaat­kan gas nonkonvensional mulai dila­kukan. Mengenai potensi CBM, konsultan energi Advance Resources Internatio­nal menyatakan pada 2003 bahwa In­donesia memiliki 11 cekungan CBM (Coal Bed Methane). Hingga Mei 2013, tercatat telah terjadi penandatanganan 54 KKS untuk CBM (Coal Bed Methane).

Coal bed methane (CBM) merupakan gas yang di hasilkan pada proses pematangan bahan organic menjadi batubara oleh mikroba yang berada di dalam batubara. Kenapa disebut coal bed methane?. Karena 85% — 90% gas terdiri dari CH4 atau disebut juga metana. Gas yang terdapat di dalam batubara disebut juga coal seam gas (CSG). Coal seam gas (CSG) yang sebagian besar metana ini terserap sehingga berada pada matriks — matriks batubara. Namun pada coal seam gas (CSG) sangat sulit untuk diproduksi akibat porositas batubara yang hanya sekitar 1% — 5%.

Volume CSG meningkat seiring dengan naiknya coal rank. ASTM mendefinisikan 9 coal rank secara berturut — turut berdasarkan tingkat kematangan batubara. Urutan tersebut mulai dari peat, lignite, subbituminous, high-volatile bituminous, medium-volatile bituminous, low-volatile bituminous, semianthracite, anthracite, and metaanthracite. Subbituminous dan high-bituminous dibagi lagi menjadi tiga subkategori berdasarkan tingkat kematangan yaitu C, B, dan A.

Batubara adalah fractured reservoirs alami, dan fractures yang disebut juga cleats biasanya sering berisi air. Deposit batubara biasanya akuifer dengan tekanan hidrostatis dari air di dalam cleats yang menjaga gas tetap berada di dalam matriks. Dewatering yang menyebabkan berkurangnya air dan turunnya tekanan reservoir membuat batubara merekah dan menambah permeabilitasnya sehingga gas yang terperangkap bisa mulai mengalir. Namun pada saat awal produksi jumlah air jauh lebih banyak dari gas yang didapat. Produksi air yang sangat banyak ini sangat membingungkan para pelaku produksi karena membutuhkan biaya yang sangat besar untuk mengolah dan melepaskannya ke saluran — saluran air.

Beberapa tantangan untuk industri CBM (Coal Bed Methane) sendiri di dalam hal teknis adalah sebagai berikut :

1. Dibutuhkan Sorption Isothermal Reservor Pressure untuk bisa menentukan coalbed gas content.

2. Permeability yang kecil hanya sekitar 1 md — 0.1 md.

3. Dibutuhkan multiwell coal pilot untuk mengeksploitasi CBM (Coal Bed Methane) dikarenakan keheterogenitasan coal.

4. Dibutuhkan multiple thin seams akan menyulitkan treatment produksi karena kondisi yang berbeda antar lapisan — lapisan tipis coal.

Hal — hal di atas untuk kondisi sekarang ini sudah dapat di tangani namun cost yang dikeluarkan memang tidak semurah conventional hydrocarbons. Namun industri CBM (Coal Bed Methane) juga membutuhkan support teknis dari pemerintah seperti penyediaan infrastruktur dan apparatus eksploitasi yang khusus CBM (Coal Bed Methane) agar menekan CAPEX (Capital Expenditures) dengan menerapkan apparatus sumur dangkal.

Beberapa tantangan untuk industri CBM (Coal Bed Methane) di dalam hal nonteknis di Indonesia adalah sebagai berikut :

1. Kondisi iklim investasi Indonesia yang kurang menarik.

2. PSC Indonesia yang menuntut terlalu banyak government takes menyebabkan tidak menariknya investor dibanding negara Asia Tenggara lainnya.

3. Kondisi undang — undang CBM (Coal Bed Methane) yang belum jelas di Indonesia.

Hal — hal diatas adalah beberapa tantangan nonteknis yang membuat investor — investor masih berpikir beberapa kali untuk menginvestasikan asetnya di Indonesia terlebih lagi untuk CBM (Coal Bed Methane). Butuh kerjasama yang baik antara pembuat regulasi dan pengontrol perusahaan — perusahaan migas di Indonesia. Pembuat regulasi sudah saatnya untuk membuka pemikiran dengan mempertimbangkan berbagai aspek yang membuat Indonesia menarik kembali di mata investor — investor bermodal besar.

Dari tantangan teknis dan nonteknis diatas kondisi CBM (Coal Bed Methane) di Indonesia sangat meleset jauh dari target yakni sebesar 500 MMSCFD namun sekarang ini hanya mampu memproduksi sebesar 0.5 MMSCFD. Tidak dapat dipungkiri memang dari kondisi apparatus pemboran saja kita belum bisa menyediakan rig dengan spesifikasi untuk sumur dangkal agar lebih murah harganya. Untuk teknologi — teknologi yang tidak ada di Indonesia perusahaan terpaksa harus impor dan pemerintah masih menetapkan tarif pajak yang membebani investor di awal investasinya. Sedangkan banyak yang harus di cover investor di awal investasi dalam investasi CBM (Coal Bed Methane) contohnya dewatering, multiwell drilling dengan jarak yang tidak jauh, dll. Kendala — kendala diatas seharusnya dapat didispensasi agas investor tidak merasa terlalu “kering” di awal investasi.

Pada tulisan saya ini saya mengemukakan beberapa rekomendasi dalam tantangan — tantangan Industri CBM (Coal Bed Methane) :

1. Membenahi infrastruktur (piping dan tol laut) sehingga produsen tidak kebingungan menjual gasnya sehingga mengharuskannya ekspor untuk memproduksi lapangan tersebut.

2. Menurunkan government takes pada awal — awal investasi namun membuatnya bertambah seiring waktu dimana CSG (Coal Seam Gas) sudah mulai kelihatan dan menuju peak. (Progressive Government Takes)

3. Meringakan beban dari tax yang digunakan produsen untuk mengimpor apparatus yang belum tersedia di Indonesia. (Progressive Tax)

4. Segera mendistribusikan apparatus khusus CBM (Coal Bed Methane) yang sudah maupun akan di design oleh LEMIGAS yang lebih murah.

Mempersingkat birokrasi dalam perizinan dan memperjelas UU CBM (Coal Bed Methane.

Like what you read? Give kajianenergi.patraitb a round of applause.

From a quick cheer to a standing ovation, clap to show how much you enjoyed this story.