Buku - dpmptsp kaltim

i
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
KATA PENGANTAR
Puji dan Syukur kehadirat Tuhan Yang Maha Esa, atas tersusunnya Ringkasan Eksekutif Pra
Studi Kelayakan Pengembangan Investasi Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
di Provinsi Kalimantan Timur Tahun 2013. Ringkasan Eksekutif Pra Studi Kelayakan ini
merupakan bentuk tanggung jawab konsultan berkaitan dengan laporan kemajuan kegiatan
sesuai dengan kerangka kerja yang telah ditetapkan.
Ringkasan Eksekutif ini dibuat untuk memenuhi kewajiban pelaporan kegiatan sesuai dengan
kerangka kerja yang telah ditetapkan. Ringkasan Eksekutif ini merupakan laporan yang
memaparkan Rencana Kerja konsultan dalam melakukan penyusunan Pra Studi kelayakan
Pengembangan Investasi Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara di Provinsi
Kalimantan Timur Tahun 2013.
Ringkasan Eksekutif ini disusun dengan melibatkan berbagai pihak dan instansi terkait
sehingga diharapkan dapat menjadi acuan dalam pelaksanaan kegiatan selanjutnya. Ucapan
terima kasih juga kami sampaikan kepada pihak-pihak yang terlibat langsung maupun tidak
langsung dalam penyusunan laporan ini.
Samarinda, September 2013
Tim Penyusun
ii
DAFTAR GAMBAR
Gambar 3.1 Proyeksi Daya Listrik yang Dihasilkan dari Total Gas Metana Tersimpan Di Kutai
Basin ..............................................................................................................................................................13
Gambar 3.2 Banyaknya Tenaga Listrik yang Diproduksi dan Terjual Tahun 2011(MWh) ..........17
Gambar 3.3 Diagram Alir Pengolahan Air Produksi CBM .............................................................................22
iii
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
DAFTAR TABEL
Tabel 3.1
Potensi Gas Metana Batubara di Provinsi Kalimantan Timur ............................................. 8
Tabel 3.2
Potensi Batubara untuk Tambang Dalam di Kalimantan Timur ......................................10
Tabel 3.3
Potensi Gas Metana di Provinsi Kalimantan Timur ................................................................11
Tabel 3.4
Potensi CBM Di Kalimantan Timur menurut Parameter penilaian potensi CBM ...11
Tabel 3.5
Konversi Jumlah Potensi CBM Terhadap Jumlah Rumah Tangga yang Dapat
Dilayani ........................................................................................................................................................13
Tabel 3.6
Hasil Asumsi Keekonomian Pembangkit Listrik ......................................................................14
Tabel 3.7
Estimasi Biaya Investasi Pengusahaan Gas Metana Batubara ..........................................15
Tabel 3.8
Estimasi Biaya Investasi ISBL untuk Pembangkit Microturbine......................................15
Tabel 3.9
Estimasi Biaya Investasi OSBL untuk Pembangkit Microturbine ....................................16
Tabel 3.10
Kondisi Kelistrikan Kalimantan Timur .........................................................................................16
Tabel 3.11
Banyaknya Tenaga Listrik Terjual Menurut Jenis Pelanggan Tahun 2011 (MWh) 17
Tabel 3.12
Proyeksi Kebutuhan Listrik Di Kalimantan Timur .................................................................18
Tabel 3.13
Hasil Asumsi Keekonomian Pengusahaan GMB .......................................................................20
Tabel 3.14
Hasil Asumsi Keekonomian Pembangkit Listrik ......................................................................21
4
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
BAB 1. PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Tenaga listrik merupakan kebutuhan yang mendasar untuk berbagai aktivitas masyarakat, oleh
karena itu tenaga listrik sangat penting dan strategis bagi peningkatan kesejahteraan dan
kemakmuran rakyat pada umumnya serta untuk mendorong peningkatan dan penguatan
kegiatan ekonomi domestik pada khususnya. Oleh sebab itu usaha penyediaan tenaga listrik,
pemanfaatan dan pengelolaannya perlu ditingkatkan, agar tersedia tenaga listrik dalam jumlah
yang cukup dan merata dengan mutu pelayanan yang baik.
Data dari dokumen Human Development Index (HDI) tahun 2012 menyebutkan bahwa konsumsi
tenaga listrik di Indonesia masih 463 kWh/kapita. Angka ini masih di bawah negara tetangga
kita Malaysia (3.234 kWh/kapita), Thailand (1.860 kWh/kapita), Filipina (610 kWh/kapita),
dan Singapura (7.961 kWh/kapita).
Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Timur dipasok oleh satu sistem interkoneksi
melalui jaringan transmisi 150 kV yaitu Sistem Mahakam dan beberapa sistem terisolasi, yaitu
Sistem Nunukan, Sangata, Petung, Long Ikis, Bulungan, Tanjung Redeb, Bontang, Tanah Grogot,
Malinau, Kota Bangun, Melak, Kerang, Muara Komam, Sebatik, Tanjung Selor, Batu Sopang, dan
Tanjung Aru.
Dari 18 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Timur, 14 sistem (Sistem
Interkoneksi Mahakam, Nunukan, Long Ikis, Bulungan, Tanjung Redeb, Bontang, Malinau, Kota
Bangun, Melak, Kerang, Muara Komam, Sebatik, Batu Sopang, dan Tanjung Aru) berada dalam
kondisi “Surplus”, dan 4 sistem lainnya (Sistem Sangata, Petung, Tanah Grogot, dan Tanjung
Selor) berada pada kondisi “Defisit”.
Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Kalimantan Timur baru mencapai 68,56% dan rasio desa
berlistrik sebesar 92,46%. Adapun daftar tunggu PLN telah mencapai 101.169 permintaan atau
sebesar 300,8 MVA.
Salah satu sumber daya gas bumi yang dapat memenuhi kebutuhan energi adalah coal bed
methane (CBM) atau gas metana batubara. Gas hidrokarbon yang teradsorpsi di batubara ini
sudah banyak diproduksi di dunia sebagai salah satu alternatip sumber energi. Di Indonesia
mulai diupayakan untuk diproduksi, sampai saat ini pemerintah telah menandatangani
beberapa kontrak gas metana batubara. Gas metana batubara merupakan energi yang ramah
lingkungan sehingga dapat menjawab tantangan isu global warming.
Indonesia memiliki potensi sumberdaya gas metana batubara (GMB) sekitar 300 – 453 TCF
(Triliun Cubic Feet). Cadangan GMB sebesar itu terfokus pada dua pulau yaitu Kalimantan 209
5
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
TCF dan Sumatera 239 TCF, sisanya sebagian kecil cadangan GMB berada di Jawa 3 TCF. Dengan
cadangan sebesar itu menempatkan Indonesia sebagai negara penghasil GMB nomor 3 setelah
China dan India. Potensi gas metana batubara di Kalimantan Timur yaitu pada cekungan
Tarakan Utara sekitar 17,50 TCF, cekungan Berau tersedia 8,40 TCF, cekungan Kutai sekitar
80,40 TCF dan cekungan Pasir 3,0 TCF.
Dalam rangka untuk pencapaian visi penyediaan tenaga listrik yang andal, aman dan akrab
lingkungan untuk mendukung pertumbuhan perekonomian nasional dan meningkatkan
kesejahteraan rakyat perlu adanya pra studi kelayakan pengembangan investasi pembangkit
listrik berbasis gas metana batubara dalam upaya mendukung percepatan pembangunan
kelistrikan di Provinsi Kalimantan Timur.
1.2 Rumusan Masalah
Berdasarkan latar belakang di atas maka dapat dirumuskan permasalahan dalam studi ini, yaitu
bagaimanakah kelayakan pengembangan investasi pembangkit listrik berbasis gas metana
batubara di Provinsi Kalimantan Timur ?
1.3 Tujuan dan Sasaran
1.3.1
Tujuan
Tujuan dari studi ini adalah menganalisis kelayakan pembangunan pembangkit listrik berbasis
gas metana batubara di Provinsi Kalimantan Timur dalam usaha pemenuhan kebutuhan tenaga
listrik di Kalimantan Timur khususnya dan di Indonesia umumnya melalui program
pembangunan listrik berbasis gas metana batubara.
1.3.2
Sasaran
1. Identifikasi potensi ketersediaan gas metana batubara yang memungkinkan untuk
digunakan sebagai pembangkit listrik di Provinsi Kalimantan Timur
2. Identifikasi prospek pemanfaatan gas metana batubara sebagai sumberdaya pembangkit
listrik.
3. Analisis lokasi pembangkit listrik listrik berbasis gas metana batubara di Provinsi
Kalimantan Timur.
4. Analisis peran pembangkit listrik listrik berbasis gas metana batubara di Provinsi
Kalimantan Timur.
5. Analisis perkiraan kebutuhan investasi pembangunan pembangkit listrik berbasis gas
metana batubara di Provinsi Kalimantan Timur.
6. Analisis peluang pasar penggunaan listrik di Provinsi Kalimantan Timur
7. Analisis kelayakan pembangunan pembangkit listrik berbasis gas metana batubara di
Provinsi Kalimantan Timur.
6
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
BAB 2. KEBIJAKAN PEMBANGUNAN PROVINSI KALIMANTAN TIMUR
RPJMD Kalimantan Timur Tahun 2009-2013
Berdasarkan RPJMD terdapat beberapa isu strategis terkait kebijakan tentang pemenuhan
kebutuhan listrik masyarakat dan pemanfaatan sumberdaya mineral batubara untuk berbagai
hal terutama sebagai bahan baku utama pembangkit listrik berbasis gas metana.
2.1.1. Visi, Misi dan Tujuan
Dengan mempertimbangkan potensi dan kondisi Kalimantan Timur saat ini dan untuk
memenuhi aspirasi yang berkembang di masyarakat mengenai tantangan lima tahun ke depan
serta memperhatikan amanat konstitusional, serta untuk mewujudkan motto, “Kaltim Bangkit
2013”, maka visi untuk pembangunan Kalimantan Timur adalah sebagai berikut.
“Mewujudkan Kalimantan Timur sebagai Pusat Agroindustri dan Energi Terkemuka
Menuju Masyarakat Adil dan Sejahtera”.
Berdasarkan makna yang terkandung dalam visi terkait dengan pemenuhan kebutuhan listrik
yaitu poin kedua visi RPJMD Kalimantan Timur Tahun 2009-2013 yaitu sebagai Pusat Energi
Terkemuka. Pusat Energi Terkemuka adalah menjadikan Kalimantan Timur sebagai pusat
energi terkemuka di Indonesia yang ditandai dengan tersedianya kebutuhan energi dengan
memanfaatkan secara optimal pada sumber energi yang tidak terbaharukan seperti gas alam,
batubara;
terbangunnya sumber energi alternatif dengan
memanfaatkan sumber energi
terbaharukan tenaga surya, tenaga angin dan bioenergi serta tumbuhanya kesadaran
masyarakat untuk melakukan penghematan energi.
Berdasarkan makna yang terkandung dalam visi terkait dengan sumber energi batubara yaitu
poin kedua visi RPJMD Kalimantan Timur Tahun 2009-2013 yaitu sebagai Pusat Energi
Terkemuka. Pusat Energi Terkemuka adalah menjadikan Kalimantan Timur sebagai pusat
energi terkemuka di Indonesia yang ditandai dengan tersedianya kebutuhan energi dengan
memanfaatkan secara optimal pada sumber energi yang tidak terbaharukan seperti gas alam,
batubara;
terbangunnya sumber energi alternatif dengan
memanfaatkan sumber energi
terbaharukan tenaga surya, tenaga angin dan bioenergi serta tumbuhanya kesadaran
masyarakat untuk melakukan penghematan energi.
Sedangkan misi RPJMD Katim yang menjabarkan hal tersebut adalah Mewujudkan
pemenuhan infrastruktur dasar untuk meningkatkan kualitas kehidupan masyarakat
yang layak dan sejahtera adalah memenuhi kebutuhan pelayanan air minum/air bersih;
pemenuhan kebutuhan listrik 600 MW dengan membangun PLTU, PLTG, PLTMG, PLTD, PLTH;
penyediaan perumahan sederhana dan sehat bagi masyarakat berpenghasilan rendah sebanyak
7
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
5.000 unit; penuntasan dan pembangunan jalan, jembatan, bandara, pelabuhan dan dermaga
penyebarangan.
Perwujudan misi tertuang dalam penjabaran tujuan RPJMD dimana kebutuhan listrik perlu
ditingkatkan mewujudkan Ekonomi Daerah yang Berdaya Saing dan Pro Rakyat dengan
meningkatkan kualitas infrastruktur dasar untuk membuka akses bagi kegiatan perekonomian.
Hal ini tertuang dalam sasaran berupa peningkatan pemenuhan kebutuhan listrik sebesar
250MW.
RTRW Kalimantan Timur
2.2.1. Tujuan, Kebijakan dan Strategi Umum
Tujuan dan kebijakan RTRW timur terkait pemanfaatan batubara dan pemenuhan kebutuhan
listrik tertuang dalam strategi pengembangan infrastruktur kawasan untuk mendukung
kawasan eksplorasi, kawasan industri sektor migas baik infrastruktur transportasi, energi dan
kelistrikan. Dukungan infrastruktur kelistrikan untuk meningkatkan keterkaitan antara wilayah
di Kalimantan Timur agar terjadi hubungan sinergi dan saling mendukung antar wilayah.
2.2.2. Sistem Prasaran Kelistrikan dalam Kebijakan Struktur Ruang
Pengembangan sistem jaringan energi di Provinsi Kalimantan Timur dimaksudkan untuk
penunjang penyediaan energi listrik dan pemenuhan energi lainnya, antara lain kegiatan
permukiman, produksi, jasa, dan kegiatan sosial ekonomi lainnya. Pengembangan ini meliputi
jenis sumber daya energi dan kelistrikan.
Strategi pengembangan sistem jaringan prasarana energi dan tenaga listrik meliputi upaya
untuk:
1. Mengamankan pasokan energi kepada pusat-pusat pemukiman perkotaan dan perdesaan
serta kawasan-kawasan strategi nasional lain meliptui industri, pariwisata dan pelabuhan.
2. Mengembangkan jaringan tenaga listrik interkoneksi lintas wilayah termasuk dengan
negara tetangga.
3. Mengatasi ketidakseimbangan antara pasokan dan permintaan atas tenaga listrik di
Kalimantan – baik untuk jangka pendek maupun jangka panjang.
4. Mendorong pemanfaat sumber energi terbarukan seperti biomass dan mikrohidro sebagai
alternatif energi konvensional.
Sistem kelistrikan Provinsi Kalimantan Timur terdiri atas satu sistem interkoneksi dan
beberapa sistem terisolasi. Sistem interkoneksi yang terhubung pada jaringan transmisi 150 kV
disebut Sistem Mahakam. Beban puncak di Provinsi Kalimantan Timur sampai dengan bulan
Desember 2007 mencapai 209,45 MW. Sampai dengan tahun 2007, penjualan tenaga listrik
untuk Provinsi Kalimantan Timur adalah sebesar 1.405,9 GWh dengan komposisi penjualan per
8
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
sektor pelanggan untuk sosial adalah 41,7 GWh (2,97%), rumah tangga adalah 808,2 GWh
(57,49%), bisnis 322,7 GWh (22,95%), industri 138,5 GWh (9,85%), dan publik 94,8 GWh
(6,74%). Rasio elektrifikasi di Provinsi Kalimantan Timur untuk tahun 2007 mencapai 68,37%
dan rasio desa berlistrik mencapai 91,7%.
2.2.3. Kawasan Budidaya Peruntukan Pertambangan, Mineral, Minyak, dan Gas Bumi
Di Provinsi Kalimantan Timur yang kaya akan migas dan bahan mineral terdapat beberapa WKP
dan KP migas, batubara, dan emas yang berlokasi pada beberapa kabupaten dan kota. Oleh
karena masa eksploitasi bahan mineral umumnya berjangka panjang, maka hingga akhir tahun
rencana kawasan pertambangan migas dan mineral lainnya diarahkan pada kawasan yang telah
diterbitkan kuasa pertambangannya dan kawasan yang memiliki potensi bahan mineral yang
signifikan.
Kawasan pertambangan migas di darat (onshore) berlokasi di Mahakam Blok sampai Delta
Mahakam dan kawasan lepas pantai (offshore); Kabupaten Kutai Timur; Tarakan; lepas pantai
Bunyu dan Blok Ambalat.
Kawasan pertambangan batubara berlokasi di Kabupaten Paser, Kutai Barat, Kutai Kartanegara,
Kutai Timur, Berau, Bulungan, Nunukan, dan Malinau. Sedang pertambangan emas berlokasi di
Kabupaten Paser, Kutai Barat, Kutai Kartanegara, Bulungan, dan Malinau.
Berkaitan dengan kawasan pertambangan migas dan mineral lainnya yang pada saatnya akan
mengakhiri kegiatannya (mine closure), maka pemanfaatan lahan dan prasarana bekas tambang
perlu diakomodasikan dalam perencanaan tata ruang wilayah kabupaten dan kota masingmasing. Untuk kegiatan tambang yang umumnya berskala besar, lahan dan prasarana tambang
yang dimiliki juga berskala besar; seperti pembangkit listrik, prasarana pengolahan air bersih,
dan jaringan jalan; sehingga pada masa pengakhiran tambang dapat dimanfaatkan untuk
kepentingan umum.
Kawasan peruntukan pertambangan mineral dan batubara terdapat di wilayah Kabupaten
Malinau, Nunukan, Tana Tidung, Bulungan, Berau, Kutai Timur, Kutai Kertanegara, Kutai Barat,
Penajam Paser Utara, dan Paser, serta Kota Tarakan, Bontang, Balikpapan dan Samarinda.
RTRW Kabupaten Berau
2.3.1. Rencana Sistem Jaringan Prasarana Energi
Rencana sistem jaringan prasarana energi meliputi energi listrik dan energi lainnya. Dalam
rangka pemerataan pembangunan, maka penerangan ke wilayah terisolasi atau wilayah yang
belum terjangkau kebutuhan akan listrik harus dilakukan melalui pengembangan jaringan baru.
9
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
Diharapkan jaringan prasarana energi listrik akan mampu memenuhi kebutuhan akan energi
listrik di wilayah Kabupaten Berau . Untuk mengoptimalkan pelayanan energi listrik pada masa
depan, diperlukan adanya peningkatan pelayanan utamanya pada daerah-daerah yang menjadi
pusat pertumbuhan wilayah dan wilayah yang menjadi target pengembangan. Pengembangan
pelayanan energi listrik yang dilakukan antara lain :
1. Peningkatan daya energi listrik pada daerah-daerah pusat pertumbuhan dan daerah
pengembangan berupa pembangunan dan penambahan gardu-gardu listrik.
2. Penambahan dan perbaikan sistem jaringan listrik pada daerah-daerah yang belum
terlayani, utamanya bagi kawasan-kawasan permukiman yang belum memperoleh
pelayanan energi listrik yang bersumber dari PLN.
3. Meningkatkan dan mengoptimalkan pelayanan listrik sehingga terjadi pemerataan
pelayanan diseluruh wilayah Kabupaten Berau , sehingga dapat diasumsikan bahwa
setiap KK akan memperoleh layanan jaringan listrik, sehingga tidak ada masyarakat
yang belum terlayani.
Dasar Hukum Pengusahaan Tambang
Undang-undang No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi sebagaimana telah
berubah dengan Putusan Mahkamah Konstitusi No. 002/PUU-I/2003 tanggal 21
Desember 2004 (Pasal 1 ayat 15, 17, 18, 19, 23, 25).
Peraturan Pemerintah No. 35 Tahun 2004 tentang Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas
Bumi sebagaimana telah diubah dengan Peraturan Pemerintah No. 34 Tahun 2005
(Pasal 1 ayat 2, 6, 7, Pasal 103).
Keputusan Menteri Pertambangan dan Energi No. 1669 Tahun 1998 tentang
Pelaksanaan Pengembangan Coalbed Methane (CBM).
Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral No. 035 Tahun 2008 tentang
Tatacara Penetapan dan Penawaran Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi.
Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral No. 036 Tahun 2008 tentang
Pengusahaan Gas Metana Batubara.
10
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
2.4.1. Undang-Undang Nomor 22 Tahun 2001 Tentang Minyak Dan Gas Bumi
Pasal 1
ayat 2 :
Gas Metana Batubara (Coalbed Methane) adalah gas bumi (hidrokarbon) dimana gas
metana merupakan komponen utamanya yang terjadi secara alamiah dalam proses
pembentukan batubara (coalification) dalam kondisi terperangkap dan terserap
(terabsorbsi) di dalam batubara dan/atau lapisan batubara.
ayat 6 :
Kontraktor adalah Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap yang diberikan wewenang
untuk melaksanakan Eksplorasi dan Eksploitasi pada suatu Wilayah Kerja berdasarkan
Kontrak Kerja Sama dengan Badan Pelaksana.
ayat 7 :
Data adalah semua fakta, petunjuk, indikasi, dan informasi baik dalam bentuk tulisan
(karakter), angka (digital), gambar (analog), media magnetik, dokumen, perconto
batuan, fluida, dan bentuk lain yang didapat dari hasil Survei Umum, Eksplorasi dan
Eksploitasi Minyak dan Gas Bumi.
Pasal 103 :
Ketentuan mengenai pengusahaan Gas Metana Batubara termasuk bentuk dan ketentuanketentuan Kontrak Kerja Samanya diatur lebih lanjut dengan Keputusan Menteri.
2.4.2. Peraturan Menteri Esdm Nomor 36 Tahun 2008 Tentang Pengusahaan Gas Metana
Batubara
Pasal 3
ayat 1
Pengusahaan Gas Metana Batubara tunduk dan berlaku ketentuan peraturan
perundang-undangan di bidang Kegiatan Usaha Minyak dan Gas Bumi.
11
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
BAB 3. ANALISIS KELAYAKAN INVESTASI
3.1. Identifikasi Potensi Batu Bara
Sektor pertambangan batubara di Kalimantan diidentifikasi sebagai salah satu kegiatan
ekonomi utama yang dapat menopang perekonomian Koridor Ekonomi Kalimantan di saat
produktivitas sektor migas menurun. Pada tahun 2010, jumlah batubara yang digunakan untuk
kebutuhan dalam negeri adalah sebesar 60 juta ton (18 persen dari total produksi). Sektor
kelistrikan merupakan pengguna batubara terbesar di dalam negeri. Berdasarkan data tahun
2011, disamping Sumatera, porsi cadangan batubara di Kalimantan juga merupakan salah satu
yang terbesar di Indonesia. Hampir 50 persen dari cadangan batubara nasional terdapat di
Kalimantan.
Dalam penelitian potensi gas metana batubara di Kalimantan Timur dilakukan analisis terhadap
31 lintasan seismik dan sembilan data sumuran. Dari hasil analisis seismik dan sumuran dapat
dipetakan adanya dua siklus pengendapan batubara di lokasi penelitian. Analisis batubara juga
dilakukan terhadap enam sample bawah permukaan untuk mengetahui tingkat kematangan dan
komposisi maceral. Dari hasil perhitungan Gas In Place didapatkan volume gas pada dua siklus
pengendapan batubara di lokasi penelitian sebesar 10.3 TCF di seluruh area penelitian. Pada
high prospect area 1 volume gas in place sebesar 5.5 TCF dan High prospect Area 2 volume gas
in place sebesar hampir 1 TCF.
Tabel 0.1
Potensi Gas Metana Batubara di Provinsi Kalimantan Timur
No
1.
Wilayah
Jumlah
Cekungan Tarakan Utara (North Tarakan 17,50 TCF
Basin)
2.
Berau Basin
8,4 TCF
3.
Kutai Basin
80,40 TCF
4.
Pasir dan Asem-Asem Basin
3,00 TCF
TOTAL KALTIM
109,30 TCF
Kandungan CBM di Kutai Basin sudah mulai dimanfaatkan sebagai bahan pembangit tenaga
listrik untuk memenuhi kebutuhan listrik rumah tangga. Adapun pengelola blok Kutai Basin
dipegang oleh Perusahaan minyak dan gas asing Vico Indonesia. Perusahaan asal Amerika
Serikat ini sedang melakukan proses eksplorasi pengangkatan kandungan CBM Blok Kutai
Basin. Kandungan CBM Kutai Basin mencapai 84 juta kaki kubik per hari (MMSCFD). Eksploitasi
kandungan CBM dilakukan di Balikpapan dan Kutai Kartanegara.
12
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
3.2. Identifikasi Prospek Pemanfaatan Gas Metana batu bara
CBM memiliki potensi besar untuk dimanfaatkan sebagai energi primer kelistrikan nasional
mengingat PT PLN selalu mengalami kekurangan pasokan gas. Total kebutuhan gas PT PLN
setahunnya minimal 770 TBTU, namun hanya terealisasi sekitar 314 TBTU atau 40% saja.
Kendala utama dalam pemenuhan gas tersebut adalah sumur-sumur gas di Indonesia telah
memiliki pembeli tetap dari luar negeri (seperti Singapura dan Jepang) serta keterbatasan
kapasitas infrastruktur terminal LNG maupun pipa gas.
Potensi sumber daya CBM yang terkonsentrasi di wilayah Kalimantan Timur dan Selatan selaras
dengan rencana perbaikan bauran energi. Produksi listrik di wilayah Indonesia Timur tahun
2011 diperkirakan diperkirakan mengalami peningkatan pasokan listrik di wilayah operasi
Indonesia Timur yang sebagian besar portofolio pembangkitnya berbahan bakar minyak. Profil
pembangkit PT PLN di sistem kelistrikan Indonesia Timur sebagian besarnya adalah PLTD
dengan skala kapasitas 5- 50 MW. Komposisi pembangkit BBM di wilayah ini dapat mencapai
68,5%. Sehingga wajar jika BPP listrik per KWh di wilayah Indonesia Timur lebih tinggi dari
pada BPP per KWh nasional. Salah satu upaya untuk menurunkan BPP Indonesia Timur dapat
dilakukan melalui gasifikasi PLTD. Gasifikasi dilakukan dengan memodifikasi PLTD agar juga
dapat menggunakan gas. Potensi penghematan biaya per KWh yang dapat diperoleh PT PLN
dapat mencapai Rp1000/KWh dengan asumsi harga gas USD5/MMBTU dan harga
pengangkutan BBM dan gas adalah sama.
Berdasarkan studi kasus pembangkit listrik berbasis gas metana yang telah dilakukan oleh VICO
di cekungan Kutai Basin, penggunaan CBM dapat meminimalkan beban subsidi BBM. Dengan
pembangkit listrik solar, PLN harus mengeluarkan uang sebesar Rp 2.600 per kilowatt per jam
(kWh). Sedangkan bila menggunakan CBM, rata-rata hanya membutuhkan Rp 1.150 per kWh.
Dengan kapasistas pembangkit yang masih minim PLTMG dapat menghasilkan daya sebesar 2
MW yang dapat memenuhi energi listrik sekitar 2.000 – 2.500 kepala keluarga.
Coal Bed Methane yang pada dasarnya adalah gas methana sama seperti yang terdapat didalam
gas alam, sehingga selain dimanfaatkan untuk menghasilkan listrik juga dapat dimanfaatkan
untuk bahan bakar pengganti bahan bakar minyak (BBM), maupun sebagai bahan baku
pembuatan berbagai macam produk kimia.
3.3. Analisis Lokasi Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batu Bara
3.3.1 Parameter Potensi CBM
Terdapat beberapa parameter penting yang perlu dipertimbangkan dalam melakukan penilaian
potensi CBM (Sumaatmadja, 2006), diantaranya:
13
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
1. Rank atau tingkat kematangan batubara, yang ditunjukkan dengan nilai vitrinit
reflectance (Ro) batubara. Batubara dengan rank menengah Ro 0,55% - 2 % memiliki
kapasitas serapan gas metan yang baik
2. Kedalaman lapisan batubara, yang ideal untuk tersimpannya gas metan adalah antara
300 m sampai 1000 meter. Pada kedalaman kurang dari 300 meter, gas metan sangat
mudah terlepas ke udara sehingga tidak dapat diharapkan tersimpan pada batubara
dengan baik; sedangkan pada kedalaman lebih dari 1000 meter kapasitas serapan
batubara akan terganggu oleh temperatur yang tinggi.
3. Tekanan. Makin besar tekanan makin besar kapasitas serapan gas tetapi dengan
kecepatan yang makin berkurang sewaktu mendekati batas jenuhnya.
4. Temperatur. Makin tinggi temperatur makin kecil kapasitas serapannya atau
mempertinggi desorpsi gasnya.
5. Mineral matter. Makin tinggi kandungan mineral matternya, makin kecil kapasitas
serapan gasnya. Kandungan abu dan sulfur termasuk dalam mineral matter.
6. Moisture. Makin tinggi kandungan air dalam batubara maka makin kecil kapasitas
serapannya.
7. Komposisi maceral batubara. Liptinite (Type II dari organik matter) yang banyak
mengandung hidrogen akan paling banyak menghasilkan gas metana disusul dengan
vitrinite (Type III organik matter).
3.3.2 Potensi dan Persebaran Sumberdaya CMB Di Kalimantan Timur
Pusat Sumber Daya Geologi telah melakukan kajian mengenai potensi batubara bawah
permukaan mulai kedalaman 100 meter sampai dengan 500 meter pada beberapa daerah di sisi
timur Pulau Kalimantan, mulai dari Cekungan Tarakan di utara sampai dengan Cekungan Barito
& Asam-asam di selatan (Fatimah, 2004, 2005, 2006; Susilawati, 2005). Hasil dari kajian ini
disajikan pada Tabel 2.11. Pada tabel tersebut terlihat bahwa sumber daya batubara pada
kedalaman 300-500 meter adalah sebesar 2.883,359 juta ton, suatu angka yang cukup
memberikan harapan akan potensi CBM yang cukup besar.
14
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
Tabel 0.2
Potensi Batubara untuk Tambang Dalam di Kalimantan Timur
Surayana.Fatimah, Kelompok Program Penelitian Energi Fosil, Pusat Sumber Daya Geologi
Potensi gas metana batubara di Kalimantan Timur tersebar di 4 lokasi dengan komposisi CMB
terbesar di Kutai Basin yaitu sebesar 73,6 % dari total potensi CBM yang terdapat di Kalimantan
Timur.
Tabel 0.3
Tabel 0.4
No
1
2
3
4
Basin
Kutai
North
Tarakan
Berau
Pasir Asamasam
Potensi Gas Metana di Provinsi Kalimantan Timur
Potensi CBM Di Kalimantan Timur menurut Parameter penilaian potensi
CBM
Coal
Bearing
Formation
Coal
Thickness
(ft)
Balikpapan
70
Coal
Rank
Ro
(%)
0.5
Tabul
48
Lati
Warukin
Depth
(ft)
Gas
Content
(ft3/ton)
Ash
(%)
Moist
(%)
CO2
(%)
Area
(ml2)
Gas in
place
(tft3)
3000
195
10
5
2
6100
80.04
0.45
2300
147
12
6
5
2634
17.5
48
0.45
2200
144
10
7.5
2
780
8.4
50
0.45
2300
164
7.5
7.5
2
385
3.0
Sumber: ARII,2013 dalam Surayana.Fatimah, Kelompok Program Penelitian Energi Fosil, Pusat Sumber Daya Geologi
Berdasarkan tabel potensi CBM, maka dapat diidentifikasi bahwa potensi CBM terbaik terdapat
di Kutai Basin dengan simpanan gas paling tinggi diantara seluruh basin di Kalimantan Timur.
15
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
Selain itu Coal Rank Ro menunjukan bahwa Kutai Basin memiliki kualitas mendekati baik. Hal
ini terlihat dari nilai Coal rank ro yang mendekati 0,55%. Batubara dengan rank menengah Ro
0,55% - 2 % memiliki kapasitas serapan gas metan yang baik.
Di Indonesia, pengusahaan CBM di kuasakan pada beberapa perusahaan. Kalimantan Timur
salah satu satu provinsi di Indonesia yang memiliki potensi CBM yang tinggi turut menjadi
bagian dalam kawasan yang dikuasakan kepada swasta dalam pengelolaan CBM nya. Adapun
Perusahaan yang sudah berjalan saat ini yaitu VISCO di Kutai Bahsin. Total jumlah pengusaha
GMB yang beroperasi di Kalimantan Timur sebanyak 13 perusahaan yang tersebar di empat
Bahsin.
Saat ini baru terdapat 13 perusahaan pengusaha CBM di Kalimantan Timur. Dengan kondisi
sumberdaya CBM yang berlimpah serta besarnya peluang pemanfaatannya untuk dijadikan
sebagai bahan baku pembangkit listrik, maka sangat besar peliung untuk berinvestasi terutama
pada pengusahaan pembangkit listrik berbasis CBM di Kalimantan Timur.
3.4. Analisis peran Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana
Potensi Gas Metana sebagai salah satu alternatif energi pembangkit listrik memiliki potensi
yang sangat tinggi mengingat PT, PLN selalu mengalami kekurangan pasokan gas untuk
pembangkit listrik. Total kebutuhan gas PT PLN setahunnya minimal 770 TBTU, namun hanya
terealisasi sekitar 314 TBTU atau 40% saja.
Gambar 3.1 merupakan proyeksi daya listrik yang dihasilkan dari gas metana batubara
tersimpan di masing-masing cekungan, yakni cekungan Tarakan Utara, Kutai, Berau dan Pasir &
Asam-asam, dan total di Kalimantan Timur, dengan asumsi sebagaimana disebutkan di atas.
Jelaslah bahwa daya yang dibangkitkan semakin besar, maka waktu yang disediakan untuk
pemasokan listrik semakin pendek, dan sebaliknya bila daya yang dibangkitkan semakin kecil
maka waktu untuk pemasokan listrik semakin lama, dimana hubungan keduanya mengikuti
kurva hiperbola.
16
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
30,000
27,000
24,000
KAPASITAS (MW)
21,000
18,000
15,000
12,000
9,000
6,000
3,000
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
150
DURASI (TAHUN)
KUTAI
TARAKAN UTARA
BERAU
PASIR & ASAM-ASAM
NORTH TARAKAN BASIN
25,000
5,000
20,000
4,000
DAYA DIPAKAI (MW) UTK 20%
KAPASITAS DIPAKAI (MW) UTK 20%
KUTAI BASIN
KALTIM
15,000
10,000
5,000
3,000
2,000
1,000
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
0
150
0
DURASI (TAHUN)
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
120
130
140
150
DURASI (TH)
Kutai Basin
North Tarakan Basin
PASIR & ASAM-ASAM BASIN
BERAU BASIN
900
2,500
800
700
DAYA DIPAKAI (MW) UTK 20%
DAYA DIPAKAI (MW) UTK 20%
2,000
1,500
1,000
600
500
400
300
200
500
100
0
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
DURASI (TH)
90
100
110
120
130
140
150
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
140
150
DURASI (TH)
Pasir & Asam-asam Basin
Berau Basin
Gambar 0.1 Proyeksi Daya Listrik yang Dihasilkan dari Gas Metana Batubara
Tersimpan Di Masing-masing Cekungan dan Kalimantan Timur
Tipikal daya untuk CBM adalah 2 MW, yang memerlukan energi 0,5 MMSCFD (million standard
cubic feet perday). Dengan asumsi energi yang dipakai 20% dan mampu bertahan sampai 75
17
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
tahun, sebagaimana disebutkan di atas, maka suatu pembangkit dengan kapasitas tersebut
memerlukan cadangan GMB (CBM) sebesar 68484.375 MMCF. Sehingga dengan asumsi setiap
rumah memerlukan daya listrik 900 watt maka dapat memasok sebanyak 3.546.631. Adapun
secara rinci masing-masing cekungan akan menyuplai jumlah rumah tangga sebagaimana sesuai
Tabel 3.8 di bawah.
Tabel 0.5 Konversi Jumlah Potensi CBM Terhadap Jumlah Rumah Tangga yang Dapat
Dilayani
No
Cekungan (Basin)
Volume
(TCF)
1
2
3
4
Tarakan Utara
Berau
Kutai
Pasir & Asam-asam
Jumlah
17.5
8,4
80,4
3,0
109,3
Jumlah
Pembangkit
(@ 2 MW)
256
123
1174
44
1.597
Daya listrik yang
dihasilkan (MW)
Rumah tangga
yang dilayani
511
245
2348
88
3.092
567.850
272.568
2.608.868
97.345
3.546.631
Sumber: Hasil Analisis 2013
3.5. Analisis Keekonomian PLTMG Menggantikan PLTD
Pemanfaatan biaya pembangkit listrik bebasis gas metana yang menggantikan pembangkit
listrik dengan tenaga solar memiliki prospek yang sangat baik dengan sistem diskon harga jual
listrik sebesar 20% dari harga jual listrik dengan tenaga solar. Harga jual listrik /kWH di
Kalimantan Timur saat ini yang mencapa 2.600/kWH dan dijual menjadi 2.100 rupiah. maka
diperoleh IRR 26%. Pada level tersebut NPV yang diperoleh mencapai Rp. 48,1 milyar dan B/C
rasio sebesar 4,6.
Tabel 0.6
Hasil Asumsi Keekonomian Pembangkit Listrik
ASUMSI
Waktu operasi/Hari
Waktu operasi/Tahun
Kapasitas
Waktu infestasi
Waktu produksi
Raw Gas
Biaya Operasi dan Perawatan
Harga produk
24 jam
365 Hari
1000 kW
5 Tahun
25 Tahun
50.000 Rp/mmbtu
952.540.450 Rp/Tahun
2.100 Rp/kWh
IRR
NPV
Benevit
Cost
B/C Ratio
26%
Rp
48,189,807,150.39
Rp 137,407,884,913.13
Rp
29,779,116,936.81
4.614236386
Berdasarkan perhitungan sebelumnya, dari VICO Indonesia, total biaya produksi dengan
pembangkit gas metana batubara sebesar Rp 1.135,-/kWh. Sementara biaya produksi dengan
18
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
menggunakan solar mencapai Rp 2.600,-/kWh. Pada sisi lain, diperoleh data jumlah dan
kapasitas Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD) di Kalimantan Timur berturut-turut sebesar
427 unit dan 394,2 MW. Bila mana PLTD tersebut digantikan dengan pembangkit listrik
berbahan gas metana batubara, maka akan diperoleh penghematan sebesar Rp 1.465,-/kWh.
Dengan kata lain di seluruh Kalimantan Timur total akan memperoleh penghematan sebesar Rp
5,058,926,280,000,- pertahun atau Rp 13,860,072,000,- perhari.
3.6. Analisis Perkiraan Kebutuhan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis
Gas Metana
3.6.1 Analisis Investasi CBM
Total biaya investasi adalah 248,17 Juta US$, dengan pengeluaran terbesar adalah pemboran
untuk 370 sumur mencapai 155.77 Juta US$. Pemboran tersebut dilakukan secara bertahap
selama kurun waktu 25 tahun. Sedangkan biaya fasilitas untuk memproduksi gas adalah 92,4
juta US$. Adapun rincian biaya yang dimaksud dapat dilihat pada tabel berikut
Tabel 0.7
Estimasi Biaya Investasi Pengusahaan Gas Metana Batubara
Jenis Biaya
Pemboran dan Penyelesaian Sumur
Simulasi Hidrolik
Peralatan Permukaan
Pengujian Sumur
pengujian Laboratorium
Biaya Operasi 12 Bulan
Total biaya Pengeboran 370 sumur
biaya fasilias produksi
Jumlah
Biaya
180429
90214
60143
60143
6014
24057
421000
92400000
total
180,429.00
90,214.00
60,1430.00
60,143.00
6,01400.00
24,057.00
155,700,000.00
92,400,000.00
248,170,000.00
Selain itu terdapat pula biaya operasi yang terdiri dari pemeliharaan sumur yang ada, biaya
produksi, unit pemrosesan, penanganan air, dan kompresi. Total biaya operasi adalah 15, 943
juta US$ untuk 25 tahun.
3.6.2 Analisis Investasi Pembangkit Listrik
Perhitungan biaya investasi fasilitas produksi diasumsikan lokasi pembangkit dekat dengan
sumur sehingga yang dihitung hanya biaya peralatan utamanya saja. Biaya peralatan tersebut
diperoleh dari beberapa sumber
Tabel 0.8
Estimasi Biaya Investasi ISBL untuk Pembangkit Microturbine
USD
1. Engineering design
2. Main process
Separator unit
55.556
Rupiah
555.560.000
47.848
478.480.000
19
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
Scrubber unit
Cooler Unit
Compressor Unit
Dehydrational plant Unit
Microturbine Unit
3. Transmission
Total
74.400
62.698
312.500
1.100.000
925.000
296.000
2.874.002
744.000.000
626.980.000
3.125.000.000
11.000.000.000
9.250.000.000
2.960.000.000
28.740.020.000
Sedangkan biaya fasilitas yang tercakup dalam komponen selain mesin diantaranya waste water
treatment, electrical, linstrument & piping, civil, structure and construction engineering design.
Total biaya tersebut adalah 323.233 US$ atau 3,23 milyar. Tabel berikut menjelaskan secara
detil biaya-biaya tersebut.
Tabel 0.9
Estimasi Biaya Investasi OSBL untuk Pembangkit Microturbine
Komponen non mesin
Utilities
Waste Water Treatment Unit
Electrical, Instrument Control & Piping
Civil, structure & Construction
Egineering Design
Project management
Contingency 2.5%
Total
ISBL
Total (IBL + OBL)
USD
Rupiah
527.620.000
351.750.000
1.319.050.000
659.520.000
168.620.000
134.320.000
71.450.000
3.232.330.000
28.740.020.000
31.972.350.000
52.762
35.175
131.905
65.952
16.862
13.432
7.145
323.233
2.874.002
3.197.235
3.7. Analisis Peluang Pasar Penggunaan Listrik Di Kalimantan Timur
3.7.1. Suply Listrik
Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Timur dipasok oleh satu sistem interkoneksi
melalui jaringan transmisi 150 kV yaitu Sistem Mahakam dan beberapa sistem terisolasi, yaitu
Sistem Nunukan, Sanggatta, Petung, Longikis, Bulungan, Tanjung Redep, Bontang, Tanah Grogot,
Malinau, Kota Bangun, Melak, Kerang, Muara Komam, Sebatik, Tanjung Selor, Batu Sopang, dan
Tanjung Aru.
Tabel 0.10
Sistem Pembangkit Listrik
Sistem Nunukan
Sistem Bunyu
Sistem Sangatta
Sistem Interkoneksi
Mahakam
Sistem Bontang
Kondisi Kelistrikan Kalimantan Timur
Daya mampu
Beban puncak
7.750 kW
2.300 kW
15.000 kW
292,62 MW
5.960 kW
1.020 kW
13.6000 kW
309,70 MW
Surplus/
defisit
1.790 kW
1.280 kW
1.400 Kw
-17,08 MW
24.800 kW
20.050 kW
6.700 kW
20
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
Sistem Pembangkit Listrik
Daya mampu
Beban puncak
Sistem Petung
Sistem Tanah Grogot
Sistem Malinau
Sistem Tj. Selor
Sistem Melak
Sumber: PT. PLN tahun 2013
13.200 kW
12.800 kW
5.800 kW
8.150 kW
9.500 kW
12.700 kW
12.700 kW
4.991 kW
6.800 kW
9.031 kW
Surplus/
defisit
500 kW
300 kW
809 kW
1.350 kW
461 kW
Dari 10 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Timur, 9 sistem (Sistem
Interkoneksi, Nunukan, Bunyu, Sangatta, Bontang, Petung, Tanah Grogot, Malinau, Tanjung
Selor, dan Melak) berada dalam kondisi surplus, dan 1 sistem lainnya (Sistem Interkoneksi
Mahakam) berada pada kondisi defisit sebesar 17,08 MW. Kondisi yang deficit ini merupakan
potensi penerapan CBM untuk listrik yang perlu diprioritaskan.
3.7.2. Demand Listrik Di Provinsi Kalimantan Timur
Hingga Tahun 2011 energi listrik terjual di Kalimantan Timur meningkat menjadi 2.277.217, 12
MWh dari semula 1.435.714,45 MWh pada tahun 2007. Hal ini menunjukan adanya peningkatan
kebutuhan listrik total sebesar 58,16% dalam kurun waktu 5 tahun.
Tabel 0.11
Banyaknya Tenaga Listrik Terjual Menurut Jenis Pelanggan Tahun 2011
(MWh)
Kabupaten/ Kota
Rumah Tangga
Pasir
56988.79
Kutai Barat
24688.22
Kutai Kartanegara
159368.57
Kutai Timur
61216.11
Berau
50320.57
Malinau
13756.96
Bulungan
25368.59
Nunukan
24556.64
Penajam Paser Utara
35099.79
Tana Tidung
992.74
Balikpapan
289205.9
Samarinda
419723.52
Tarakan
78959.74
Bontang
70935.98
2011
1311181.12
2010
1179356.93
Jumlah
2009
1279241.08
2008
1417198.2
2007
808196.04
Sumber: Kalimantan Timur dalam Angka 2012
Usaha
10598.75
7492.12
45958.27
16409.82
16948.87
4633.59
8544.6
8217.12
5631.61
334.37
236909,74
127373.3
79345.14
19976.59
588427.9
543740.5
272066.8
92383.41
322671.4
Industri
3664.87
3166.36
31992.46
0
3910.81
1069.16
1971.59
1908.49
1091.95
77.15
38504.35
53831.16
0
3585.82
144744.2
142998.5
56523.43
855.18
138542.1
Umum
10040.81
4288.54
25483.72
6936.8
12387.79
3386.65
6245.18
6045.29
6171.8
244.39
50932.36
72909.3
19316.72
8444.56
232833.9
250800.2
113123.6
46282.74
166304.9
Jumlah
81293.22
39653.24
262803.02
84562.73
83568.05
22849.37
42129.95
40781.54
47995.15
1648.65
615551.35
673837.3
177621.6
102942.95
2277217.12
2116886.08
1720955.11
1556673.49
1435714.45
21
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
Sumber: Kalimantan Timur dalam Angka 2012
Gambar 0.2
Banyaknya Tenaga Listrik yang Diproduksi dan Terjual Tahun 2011(MWh)
Adapun kebutuhan listrik hingga tahun 2022 diperkirakan akan meningkat seiring dengan
pertambahan jumlah penduduk dan meningkatnya aktivitas perekonomian. Dengan
pertumbuhan rata-rata kebutuhan listrik sebesar 7.96% per tahun diperkirakan hingga tahun
2022 Kalimantan Timur akan membutuhkan listrik sebesar 5.287.986.67 MWh.
Tabel 0.12
Proyeksi Kebutuhan Listrik Di Kalimantan Timur
Tahun
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Proyeksi Kebutuhan Listrik
(MWh)
2116896.10
2277187.11
2458451.20
2654143.92
2865413.78
3093500.71
3339743.37
3605586.94
3892591.66
4202441.96
4536956.34
3.7.3. Pengusahaan Listrik
Secara alami, Usaha penyediaan tenaga listrik bersifat padat modal dan padat teknologi.
Ditambah dengan ketatnya persaingan untuk mendapatkan energi primer, usaha penyediaan
tenaga listrik menjadi lebih beresiko. Berbagai karakter ini menciptakan hambatan alami untuk
22
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
investasi yang kemudian membatasi pelaku usaha di bidang penyediaan tenaga listrik sehingga
terjadilah monopoli alamiah (natural monopoly).
Partisipasi swasta membangun kelistrikan nasional bukan hal yang baru. UU No. 15/1985
tentang Kelistrikan telah membuka kesempatan bagi pihak swasta untuk membangun
pembangkit listrik. Pada kurun waktu 1990-1997, terdapat 25 proyek listrik swasta, beberapa
diantaranya bahkan memiliki kontrak penjualan tenaga listrik hingga lebih dari 30 tahun
dengan PLN. Pasca krisis ekonomi 1997, partisipasi swasta menurun hingga 2003, dan kembali
mengalami kenaikan setelah 2004. Usaha penyediaan tenaga listrik oleh swasta yang
terintegrasi vertikal pada kawasan tertentu juga sudah ada sejak akhir 1990-an dan masih
berlangsung hingga kini (Tumiwa, 2012).
Dengan UU Kelistrikan terbaru, peluang usaha yang paling menjanjikan bagi investasi swasta
adalah di pembangkitan tenaga listrik. Bisnis pembangkitan menjanjikan tingkat keuntungan
yang relatif tinggi, dibandingkan dengan transmisi dan distribusi. Rate of return bisnis
pembangkitan tenaga listrik berkisar 15- 22 persen, sedangkan transmisi biasanya 5-6 persen
(Tumiwa, 2012).
Pada prakteknya pembangkit listrik swasta menjual listriknya kepada PLN melalui kontrak
jangka panjang dengan harga yang disepakati kedua belah pihak yang tertuang dalam perjanjian
pembelian tenaga listrik (power purchase agreement) atau penjualan energi (energy sales
contract), atau konsep sewa (leasing) pembangkit, atau dengan skema kemitraan publik dan
swasta, dimana pihak swasta membangun pembangkit listrik, dengan insentif dari pemerintah,
yang kemudian listriknya dibeli atau pembangkitnya dioperasikan oleh PLN (Tumiwa, 2012).
3.8. Analisis kelayakan pembangunan pembangkit listrik berbasis gas metana batubara
di Kalimantan Timur.
3.8.1. Kelayakan Ekonomi
Dalam analisis kelayakan ekonomi, agar suatu kegiatan usaha—dalam hal ini adalah
penyelenggaraan angkutan sungai—dikatakan layak, maka ada 3 hal yang harus dipenuhi yang
merupakan syarat batas. Syarat-syarat batas tersebut adalah :
Net Benefit Cost Ratio (Net B/C) harus lebih besar dari 1 (satu)
Net Present Value (NPV) harus lebih besar dari 0 (nol)
Financial Internal Rate of Return (FIRR) harus lebih besar dari bunga bank yang berlaku
Ketiga syarat batas tersebut harus semuanya dipenuhi, salah satu saja yang tidak terpenuhi,
maka suatu kegiatan usaha dapat dikategorikan sebagai tidak layak.
23
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
Perhitungan NPV, Net B/C, dan IRR untuk pembangunan pembangkit listrik berbasis gas
metana disajikan dengan perhitungan sesuai dengan ketentuan di atas. Asumsi bunga bank yang
berlaku yang digunakan dalam analisis kelayakan finansial ini adalah sebesar 11 % .
A.
Kajian Ekonomi Pengelolaan Gas Metana Batubara
Pada prakteknya, biaya operasional produksi GMB pada tahap awal ternyata sedikit lebih besar
dibandingkan dengan biaya operasional produksi gas konvensional. Hal ini terjadi karena
proses produksi GMB harus melewati dewatering stage yang lebih lama, sementara tahapan
dewatering dalam proses produksi gas konvensional lebih cepat. Biaya eksplorasi satu kepala
sumur diperkirakan mencapai 421.000 US$ berdasarkan standar menurut ESDM, belum
termasuk biaya fasilitas produksi permukaan, instalasi penanganan dan pembuangan air.
Penghitungan keekonomian pengembangan dilakukan dengan skenario sebagai berikut:
1. Total biaya investasi adalah 248,1 juta US$, dengan pengeluaran terbesar adalah
pemboran untuk 370 sumur mencapai 155,77 juta US$. Pemboran tersebut dilakukan
bertahap selama 25 tahun. Biaya fasilitas untuk memproduksi gas adalah 92,4 juta US$.
2. Biaya operasi terdiri dari pemeliharaan sumur yang ada, biaya produksi, unit
pemrosesan, penanganan air, dan kompresi/ transportasi gas. Total biaya O&M sesuai
kebutuhan operasional tersebut adalah 15,94 juta US$ selama 25 tahun.
Hasil keekonomian GMB menunjukan bahwa dengan asumsi harga gas adalah 5 US$/MMBTU,
dengan rata-rata produksi GMB sebanyak 80 mfc/hari, menghasilkan IRR 20%.
Tabel 0.13
Hasil Asumsi Keekonomian Pengusahaan GMB
IRR
NPV
Benefit
Cost
B/C
20%
$118,890,135.82
$246,095,193.81
$127,205,057.99
1.934633714
Berasarkan tabel tersebut, maka diketahui bahwa pengelolaan gas metana batubara layak
dijalankan, hal ini ditunjukan oleh nilai benefit cost ratio senilai 1,9.
B.
Kajian Ekonomi Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana
Pada bagian hilir pengusahaan GMB akan dibangun fasilitas pembangkit listrik menggunakan
mikroturbin yang secara keseluruhan membutuhkan biaya yang sangat mahal. Untuk
24
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
pembangkit skala kecil membutuhkan investasi sebesar 31,97 milyar. Biaya terbesar dari
pengadaan fasilitas pembangkit ini yaitu untuk main proses sebesar 25,22 milyar.
Dari informasi harga hulu GMB, biaya investasi pengembangan pembangkit listrik skala kecil
GMB dan beberapa parameter keekonomian yang didasarkan dari Rule of Thumb seperti asumsi
biaya O&M. Maka keseluruhan informasi tersebut diolah untuk mendapatkan informasi harga
listik per kWh.
Perhitungan keekonomian dengan harga beli gas hulu sebesar 5 US$ dan umur proyek 25 tahun
memberikan hasil dengan harga jual listrik sebesar Rp. 1.325,- sesuai permen 04 Tahun 2012,
maka diperoleh IRR 18%. Pada level tersebut NPV yang diperoleh mencapai Rp. 17,7 milyar dan
B/C rasio sebesar 2,81.
Tabel 0.14
Hasil Asumsi Keekonomian Pembangkit Listrik
ASUMSI
Waktu operasi/Hari
Waktu operasi/Tahun
Kapasitas
Waktu infestasi
Waktu produksi
Raw Gas
Biaya Operasi dan Perawatan
Harga produk
IRR
NPV
Benevit
Cost
B/C Ratio
24 jam
360 Hari
1000 kW
5 Tahun
25 Tahun
50.000 Rp/mmbtu
952.540.450 Rp/Tahun
1.325 Rp/kWh
Rp
Rp
Rp
18%
17,730,812,099.69
83,728,728,306.90
29,779,116,936.81
2.811659207
3.8.2. Kelayakan Lingkungan
Proses pengeboran untuk memperoleh gas metana dilakukan dengan metode fracking, yaitu
mengeluarkan seluruh kandungan air sampai habis untuk kemudian diambil CMB nya. Semakin
sedikit air yang keluar, semakin banyak CMB yang didapat.
Proses fracking ini memicu beragam lingkungan. Sumur-sumur yang dibor secara tidak benar
atau casing yang rusak dapat mengeluarkan cairan fracking, bahan kimia di dalamnya, atau gas
metana ke lapisan batuan atau pasir tempat air mengalir (aquifer) terdekat dan sumur air
(Aprilianto, 2013).
Tantangan lingkungan yang lebih besar terpusat pada keamanan pembuangan miliaran galon
limbah cairan fracking yang diproduksi di sumur gas alam setiap tahunnya. Dari lima sampai
sepuluh juta galon air yang digunakan dalam pekerjaan fracking ini, sekitar 20 persen akan
25
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
mengalir kembali ke permukaan. Aliran balik (flowback) ini mengandung campuran bahan
kimia fracking serta mineral, logam berat, dan gas radon radioaktif yang terlarut dari formasi
batuan (Aprilianto, 2013).
Kandungan kimia limbah air dari proses produksi CBM (produced water) masing-masing sumur
berbeda sehingga cara pengolahan limbahnyapun akan disesuaikan sesuai kebutuhan. Contoh
pengolahan limbah dari Warrior Basin dapat dilihat pada Gambar 3.20.
Gambar 0.3 Diagram Alir Pengolahan Air Produksi CBM
Proses utama dalam pengolahan air limbah produksi CBM adalah proses aerasi dan
pengendapan. Proses aerasi akan mengoksidasi besi dan mangan yang terkandung dalam air
sehingga kedua senyawa tersebut akan mudah mengendap. Proses aerasi juga akan
menghilangkan volatile matter dan BOD akan berkurang sampai dengan 90%.
26
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
BAB 4 KESIMPULAN
4.1 Kesimpulan
1. Berdasarkan penelitian, potensi CBM di Kalimantan Timur memiliki potensi CBM yang
tinggi, dengan potensi kandungan CBM tertinggi berada di Kutai Bahsin.
2. Potensi CBM yang terkonsentrasi di Kalimantan Timur selaras dengan prospek
pengembangannya sebagai energi terbarukan yang dapat mensubstitusi kekurangan bahan
bakar akan pembangkit tenaga listrik. Rencana perbaikan bauran energi listrik di
Kalimantan Timur serta perkiraa peningkatan kebutuhan listrik merupakan prospek bagi
pengembangan pembangkit energi berbasis GMB.
3. Pembangkit listrik berbasis gas metana mampu menggantikan PLTD yang telah beroperasi
dengan keuntungan ekonomi yang cukup signifikan. Dengan IRR sebesar 26%, pembangkit
listrik berbasis gas metana mampu menghemat biaya listrik sebesar Rp. 305.950.000,- per
hari.
4. Berdasarkan jumlah dan kapasitas serapan, Kutai Bahsin memiliki potensi CBM paling
banyak dengan kapasitas serapan paling baik, sehingga lokasi pembangunan pembangkit
listrik paling optimal berada pada kawasan cekungan ini. Selain itu, Berau Bahsin dapat
dijadikan sebagai alternatif lain bagi lokasi pengembangan pembangkit listrik berbasis
CBM.
5. Dengan jumlah potensi CBM di kalimantan timur sebanyak 80,4 TCF dapat dibangun 1597
pembangkit listrik. Dengan daya yang dihasilkan dari pembangkit listrik tersebut mampu
melayani 3.546.631 rumah tangga.
6. Total biaya investasi pengembangan gas metana mencapai 248,17 juta US$ sedangkan total
biaya investasi pembangunan pembangkit listrik mencapai Rp. 28 milyar mencakup
komponen biaya mesin, bahan baku dan jaringan transmisi.
7. Demand kebutuhan listrik di Kalimantan Timur mengalami peningkatan yang signifikan
setiap tahun. Diperkirakan pada tahun 2020 kalimantan Timur akan mengalami
kekurangan daya sebesar 169,73 MW. Hingga tahun 2010 kondisi listrik di Kalimantan
Timur berada pada kondisi defisit sebesar 2,93 MW meskipun kondisinya kian membaik
pada tahun 2012.
8.
Berdasarkan analisis kelayakan ekonomi, pengembangan keekonomian gas metana layak
dikembangkan, hal ini ditunjukan dengan nilai B/C ratio sebesar 2,1 dan IRR sebesar 19%.
27
Pra Studi Kelayakan Investasi Pembangunan Pembangkit Listrik Berbasis Gas Metana Batubara
9. Keusahaan pembangkit listrik berbasis gas metana layak dilakukan. Dengan harga jual Rp.
1.325 diperoleh IRR 19%. Pada level tersebut NPV yang diperoleh mencapai Rp. 3,06
milyar dan B/C rasio sebesar 3,08.
4.2 Rekomendasi
1. Pembangunan pembangkit listrik berbasis gas metana dilakukan dengan pertimbangan
mesin yang dipakai menggunakan tipe gas turbin. Hal ini dikarenakan biaya produksi lebih
murah serta memiliki nilai efisiensi yang sukup baik.
2. Perlu dilakukan studi analisis dampak lingkungan lebih lanjut terhadap pembangunan
pembangkit listrik berbasis gas metana.
28