Dokumen tersebut membahas potensi geothermal sebagai sumber energi alternatif di Indonesia. Beberapa poin penting yang disinggung antara lain:
1. Indonesia memiliki potensi cadangan geothermal besar yang belum dimanfaatkan
2. Geothermal dapat mengurangi ketergantungan pada impor bahan bakar fosil dan mendukung kebijakan energi nasional
3. Diperlukan dukungan kebijakan dan program pengembangan geothermal yang memfasilit
1. PELUANG GEOTHERMAL
SEBAGAI ANDALAN ENERGI ALTERNATIF
DI INDONESIA
(DISAMPAIKAN PADA SEMINAR NASIONAL – HMTG UNIVERSITAS GADJAHMADA)
YOGYAKARTA, 28 APRIL 2007
7. BISNIS GEOTHERMAL
(UNIQUE)
UNCERTAINTY (SITE SPECIFIC)
Kondisi lapangan satu dengan lainnya
- Kualitas uap (kandungan gas & potensi “scaling)
- Kualitas cadangan (dominan uap, dominan air)
Mempengaruhi Uncertainty Cost
NON QUICK YIELDING, TERKAIT RECOVERY OF CAPITALT YANG RELATIF LAMA ~ 7 - 8 TAHUN
Masa pembangunan pra-produksi (eksplorasi & pengembangan) mencapai 4 – 5 tahun
TIDAK ADA KEJUTAN HARGA
Terikat kontrak jangka panjang (perioda 30 tahun)
Ada eskalasi harga sesuai inflasi barang dan jasa sesuai laporan BPS dan Biro Statistik Internasional (USA)
Formulasi harga & eskalasi harga tertuang dalam kontrak
RENEWABLE
Energi geothermal merupakan energi primer non minyak yang bersifat terbarukan. Namun untuk “business
arrangement” diperhitungkan waktu (umur) operasi komersial 25 – 30 tahun yang tertuang dalam kontrak.
RAMAH LINGKUNGAN
Potensi emisi gas buangan kecil ~ 0
Potensi limbah B-3 kecil
Lahan pengembangan tidak mengkhawatirkan lingkungan
ONSITE UTILIZATION
Tidak dapat disimpan & ditransport
8. KONVERSI ENERGI
KONVERSI ENERGI (PT PLN, pers.com)
1 GWh ~ 260 Ton Minyak (Steam Power Plant)
1 GWh ~ 400 Ton Coal Power Plant
1 GWh ~ 8.000 MCF Natural Gas
1 CF Gas = 1.030 BTU
FUEL Cost
1 kWh ~ 0.28 liter (Minyak) = Rp. 763,84 = 8.3 cents US /kWh
1 kWh ~ 0.4 kg (Coal) = 2 cents US / kWh.
1 kWh ~ 8 CF (Gas) = 2.8 cents US /kWh.
Asumsi :
• Harga Minyak Rp 2.728,--/liter
• Harga Batubara 45 US$/ton
• Harga Gas 3.5 US$/MMBTU
Potensi gejolak/kenaikan harga tingg, terkait
dengan kecenderungan kenaikan Harga minyak
mentah dunia dan pemicuan teknologi dalam
penyediaan alternatif minyak
9. 100 MW
INSTALLED
CAPACITY
4.250
BOEPD
OF OIL
OIL CONSUMPTION ENERGY TO
GEOTHERMAL UTILIZATION
OIL CONSUMPTION ENERGY TOOIL CONSUMPTION ENERGY TO
GEOTHERMAL UTILIZATIONGEOTHERMAL UTILIZATION
100 MW
INSTALLED
CAPACITY
864
TONNE / DAY
OF COAL
COAL CONSUMPTION TO
GEOTHERMAL UTILIZATION
ECONOMIC
SUBSITITUTION PRICE
TECHNOLOGY
TREND OF PRICING DEPENDENCY RELATAED TO INCREASING OIL AND GAS INTERANTIONAL MARKET (UNCERATINTY)
THE INCREMENTAL OIL AND GAS INTERNATIONAL MARKET WHICH IS TRIGERRED TECHNOLOGY IN COAL/BIOFUEL
PROCESSING
ENVIRONMENTAL
INTERNALIZED ENVIROMENTAL COST RELATED TO GAS EMMISION
11. UNCERTAINTY
REGULATION
LAND USE
AUTONOMY
FISCAL
ENVIRONMENTAL
RESOURCE
COMPETITOR
• OIL AND
GAS
• COAL
• LARGE UPFRONT
INVESTMENT
• HIGH RISK /
TECHNOLOGY
REGULATED PRICE
LEAST COST
REGULATION
CERTAINTY
IN
BUSINESS
AND
FISCAL
TO
MEET
ECONOMIC
BUSINESS
CRITERIA
RENEW
ABLE
–NON
TRANSPORTABLE
/ ONSITE
–
SUSTAINABLE
– ENVIRONMENTAL
FRIENDLY
–
CARBON
CREDIT POTENTIAL
EARNING
STRATEGIC
? (MULTIPLY
EFFECT)
REDUCING
OIL IMPORT / CONSUMPTION, CREATE
JOB, ECONOMIC
TRIGERRING, SECURE
NATIONAL
ENERGY, ADDED
VALUE
OF SOCIAL LIVE
AND
ENVIRONMENT
NATIONAL ENERGY
POLICY
PP
NO. 3/2005 &
PERPRES
NO. 5/2006
GEOTHERMAL
ENERGY
ELECTRICITY
12. Total power generation capacity by
Type of energy in 2004
35,572984458524,2007,4606,36116,201MW
Total
Other
(Renewable)
BiomassGeothermalHydroCoalGasOil
Power Plant
Capacity by
Energy Type
13. Oil Production and Domestic Demand For Petroleum Products
0
250
500
750
1000
1250
1500
1750
1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994 1998 2002 2006 2010
MMSTBD
Demand Production
A number of
months of net
oil imports were
recorded in
2004
2004
Production
1.07 MMstbd
Consumption
1.0 MMstbd
Source : Chris Newton - IPA
14. CRUDE OIL PRODUCTION IN INDONESIACRUDE OIL PRODUCTION IN INDONESIA
(Million Barrel/Day)(Million Barrel/Day)
POD = Plan of Development
Oil production
natural decline
SUMBER: DESDM
15.
16. Current State and Challenges
Is geothermal expensive energy?
If we consider the fuel export effect and the environmental cost,
geothermal energy is not expensive energy for the society
26.714.69.111.58.7(¢/kWh)Total
from table below
ditto
ditto
(0.38)
(0.45)
(0.74)
(0.01)
(0.34)
(0.52)
(0.33)
(0.49)
(0.98)
(0.00)
(0.00)
(0.01)
(0.01)
(0.00)
(0.02)
(¢/kWh)
(¢/kWh)
(¢/kWh)
(Sulfur dioxide)
(Nitrogen oxide)
(Carbon dioxide)
1.60.91.80.00.0(¢/kWh)Environmental cost
Oil 50$/BBL,
Coal 35 US $ /ton,
LNG
8.6U$/MMBTU
8.06.01.8--(¢/kWh)Loss of fuel export
opportunity cost
In case of IRR=18%17.17.75.511.58.7(¢/kWh)Selling Price
RemarksOil (Diesel)Natural GasCoalHydroGeothermalItem
‘@ 10$/ton7425199751115(kg/MWh) (*3)Carbon dioxide
‘@ 2,500$/ton (*4)4.002.964.310.000.00(lb/MWh) (*2)Nitrogen oxide
‘@ 700$/ton (*4)12.000.2210.390.000.35(lb/MWh) (*1)Sulfur dioxide
Price of Emission
Oil
(Diesel)
Natural GasCoalHydroGeothermalEmission of Pollutant
*1 A Guide to Geothermal and the Environmental: Geothermal Energy Association USA (2005) Fig.1.6
*2 A Guide to Geothermal and the Environmental: Geothermal Energy Association USA (2005) Fig.1.7
*3 Central Research Institute of Electric Power Industry, Japan CRIEPI Review No. 45,2001 Nov Fig 1.8
*4 US Emission Market 2006, April
JICA Geoth.Dev. Masterplan Team, Feb 2007
17. EmisiEmisi gasgas berbagaiberbagai pembangkitpembangkit
dandan nilainilai ekonomiekonomi carbon creditcarbon credit
geothermalgeothermal
0
200
400
600
800
1000
1200
Batubara M.Bumi Geoth. Nat. Gas
0
50
100
150
Batubara M.Bumi Geoth. Nat. Gas
~30%
~50%
100%
Ekonomi1GWuntuk10thn
0%
$300-500 Jt
960
670
500
100
CER
Emisikg/MWh
Base Line 728Base Line 728
CER (Certified
Emission Reduction) ~
US$ 5,2 /ton
18. STATISTIK CAPACITY FACTOR PEMBANGKIT LISTRIK
(Energi dan Permasalahan Investasi Ketenagalistrikan, B. Hasan – 2002)
BBM Muarakarang
BBM Tambaklorok
PLTG – BBM Gilimanuk
PLTG – BBM Pesanggrahan
PLTGU – BBG Gresik
PLTGU BBG – BBM Muarakarang
PLTGU – BBM Tambaklorok
PEMBANGKIT
38
54.90
39
67
74
60
64
CF,%
64
64
44
44
71
68
38
PLTA Saguling
PLTA Sutami
PLTA Brantas
PLTU batubara Suralaya 1 – 4
5 – 7
PLTU Batubara Paiton
PLTU Batubara Jawa Power
CF,%PEMBANGKIT
93
93
94
92
CF,%
PLTP Kamojang
PLTP Darajat
PLTP Wayang WIndu
PLTP Salak
PEMBANGKIT
(Sumber : “Energi dan Permasalahan Investasi Ketenagalistrikan” oleh B. Hasan)
KHUSUS PLTP INDEK PERFORMACE
• IGA Indek yang dipakai = CF, LF dan AF
Untuk Jepang = 75,6 ; 84,2 dan 92,1
Itali = 75,1 ; 89,3 dan 92,3
• Standar NERC (North American Electric Releability Council)
adalah (CF = 72,77%, EAT = 73,71%)
PLTP di Indonesia harga rata-rata diatas standar tersebut :
Salah satu contoh
PLTP Kamojang rata-rata (Unit 1, 2 dan 3) :
CF = 97,1%
LF = 95,8%
AF = 96,5%
EAF = 96,4%
Catatan :
CF = Capacity Factor
LF = Load Factor
AF = Available Factor
EAF = Equivaled Malleable Factor
20. TARGET KEBIJAKAN ENERGI NASIONAL
DIVERSIFICATION, EFFICIENCY ENERGY, PRICE POLICY
Secure National Energy Supply
Reduce Import Fuel/Fossil Fuel
Create People Job
Generating / Triggering Local Economic
Added Value / Social – Environment
21. KEBIJAKAN BISNIS GEOTHERMAL
Ref. UU No. 27/2003 :
Pasal 9 : Wilayah kerja Pengusahaan Geotehrmal diberikan oleh
Pemerintah Pusat (lintas Propinsi), Gubernur (lintas Kabupaten) dan
atau Kabupaten.
Pasal 29 g : Pemegang IUP secara berkala melaporakan tertulis
pelaksanaan RK kepada pemberi IUP (Menteri, Gubernur/Bupati)
Ref. PP No. 3/2005: PasalPasal 22 ayatayat 4 :4 :
Penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan Umum diprioritaskan
menggunakan sumber energi setempat, wajib mengutamakan sumber
energi terbarukan.
Ref. PerPres No. 5/2006 :
Kebijakan Energi Nasional (Pasal 2) : minyakbumi menjadi kurang dari 20 %,
dan panasbumi menjadi 5 % dari energy mix.
Penetapan kebijakan harga (Pasal 3 butir 2 c) kearah harga keekonomiaan.
Harga keekonomiaan merupakan biaya produksi per unit energi termasuk biaya
lingkungan ditambah biaya margin.
23. Pengusahaan geothermal adalah pengusahaan yang padat modal dan ber-resiko
tinggi, meliputi pengusahaan hulu (eksplorasi dan eksploitasi lapangan) untuk
konfirmasi cadangan dan suplai energi (uap) berkesinambungan, serta pengusahaan
hilir (konstruksi, operasi PLTP dan distribusi energi listrik) yang merupakan satu
rangkaian dalam satu ikatan komitmen bisnis.
Didalam industri geothermal, banyak pihak terlibat mulai dari para pengusaha
(penjual dan pembeli/pemakai), tenaga ahli (scientists dan engineers) sampai pihak
pemerintah, kesemuanya tidak mampu mengelak dari adanya faktor ketidakpastian
dalam menetapkan besaran dan karakter cadangan geothermal terkait kelayakan
proyek untuk pengembangannya.
EKSPLORASI
EKSPLOITASI
LAPANGAN
FILOSOFI DASAR
U A P
KONSTRUKSI
OPERASI
PLTP
LISTRIK DISTRIBUSI LISTRIK PELANGGAN
25. • Potensi Cadangan
Kamojang : 300 MW, Wayang Windu : 400 MW
Darajat : 360 MW, Patuha : 250 MW, Salak: 485MW
Sibayak : 40 MW
Lumutbalai : 300 MW
Lahendong : 100 MW
Tompaso : 100 MW
Dieng : 280 MW
Ulubelu : 300 MW
POTENSI PENGEMBANGAN BISNIS GEOTHERMAL
PERTAMINA
Source: Interviews; literature search; Pertamina Corporate Planning
• Sekilas informasi :
– Potensi sumber daya di
Indonesia diperkirakan sampai
27 GW
– Mempunyai daya saing dengan
energi alternatif lain
– Akan tetapi pengembangan
lapangan tidak berjalan
sebagaimana yang diharapkan
karena isu kebijakan bisnis
maupun fiskal
• Pengembangan
geothermal padat modal &
padat resiko
( 1s/d 2,2 juta US$ /MW)
• PLN masih menjadi single
buyer dengan struktur tarif
dalam Rp. dan tidak
fleksibel terhadap investasi
geothermal
• Pengembangan sementara
terhenti terkait ketidak
pastian usaha.
Sarulla : 400 MW
4 Area KOB : 645 MW
–- Salak (330 MW)
–- Darajat (145 MW)
–- Wayang WIndu (110 MW)
–- Dieng (60MW)
Bedugul : 30 MW
• Kapasitas PLTP Terpasang (Desember 2006)
3 AGH Pertamina Operasi Sendiri
– Kamojang (140 MW)
– Lahendong (20 MW)
– Sibayak (2 MW)
Kotamobagu : 150 MW
Hululais : 200 MW
S. Penuh : 60 MW
27. HAMBATAN PENGEMBANGAN BISNIS
GEOTHERMAL
HAMBATAN TEKNIS :
FRACTURED PERMEABILITY
CHEMICAL COSTRAINT ~ PRODUCTION DECLINE RATE
HAZARDS
INVESTASI :
NON QUICK YIELDING (HARGA PEROLEHAN & HARGA JUAL)
TUNTUTAN BISNIS (MARGIN DAN INVESTASI)
KONTRAK JANGKA PANJANG
28. KONDISI YANG DIINGINKAN UNTUK TERCAPAINYAKONDISI YANG DIINGINKAN UNTUK TERCAPAINYA
PERCEPATAN PENGEMBANGAN GEOTHERMALPERCEPATAN PENGEMBANGAN GEOTHERMAL
JAMINAN INVESTASI
Pengusahaan geothermal bersifat padat modal dan padat teknologi serta
beresiko tinggi, kecenderungan pelaku bisnis akan berpartner untuk
“sharing risk”.
Partnership : pendanaan dan teknologi memerlukan jaminan dan
cenderung lebih “costly”.
MINDSET DALAM PENGEMBANGAN GEOTHERMAL MELIBATKAN LINTAS
DEPARTEMENTAL DAN FUNGSI HARUS DALAM PERSEPSI satu
“COMMITMENT”, konsisten dan berkesinambungan dalam pelaksanaan
pengembangan geothermal sebagai implementasi Kebijakan Diversifikasi.
PRICING : PENGUSAHAAN GEOTHERMAL HARUS MEMENUHI KRITERIA
TEKNIS YANG DIDUKUNG DENGAN REGULASI DAN KEBIJAKAN UNTUK
DAPAT MEMASUKI PASAR SESUAI ATURAN BISNIS (bench mark),
semestinya tidak sekedar berprinsip “least cost” tetapi harus dilakukan
secara komprehensif dalam analisa “benefit-loss” dalam pengusahaan
geothermal suatu daerah (ketersediaan sumberdaya alam vs kebutuhan
energi/listrik)
31. KESIMPULANKESIMPULAN
KONDISI GEOLOGIS INDONESIA MENDUKUNG TERBENTUKNYA ENERGI
GEOTHERMAL YANG BESAR YANG TERINDIKASI SAMPAI DENGAN 27 GW.
ENERGI GEOTHERMAL DAPAT DIMANFAATKAN SECARA TIDAK LANGSUNG
UNTUK PENGGERAK TURBIN PENGHASIL ENERGI LISTRIK YANG MEMPUNYAI
KESETARAAN 1 MWh SEBESAR 1,971 BBL MINYAK YANG BERARTI UNTUK
PEMANFAATAN SEBESAR 1000 MW SETARA DENGAN SEKITAR 47.300 BOEPD
SEIRING DENGAN NILAI JUAL MINYAK YANG SEMAKIN BESAR DAN CADANGAN
YANG SEMAKIN MENIPIS SERTA KETERGANTUNGAN ENERGI LISTRIK DARI
MINYAK DAN GAS MASIH DIATAS 50 % DARI ENERGY MIX, PEMBERDAYAAN
ENERGI ALTERNATIF KHUSUSNYA YANG BERSIFAT TERBARUKAN
SEPANTASNYA MENJADI PRIORITAS.
DENGAN ADANYA RATIFIKASI KYOTO PROTOCOL, ENERGI TERBARUKAN YANG
AKRAB LINGKUNGAN SESUAI KEBIJAKAN ENERGI NASIONAL, GEOTHERMAL
SUDAH DITETAPKAN UNTUK MEMBERIKAN KONTRIBUSI HINGGA 5 % ENERGY
MIX
PEMERINTAH MELALUI KANTOR MENTERI ESDM TELAH MENETAPKAN ROAD
MAP UNTUK PENGEMBANGAN GEOTHERMAL MENJADI 3000 MW DI TAHUN 2010
DAN 9000 MW DI TAHUN 2025.