buku investasi esdm indonesia final

Peluang Investasi

Sektor ESDM

KEMENTERIAN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL2011

2 Peluang Investasi Sektor ESDM

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

BukuPeluang Investasi Sektor ESDM

3Peluang Investasi Sektor ESDM

SAMBUTAN MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL

Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral yang mengelola komoditas minyak dan gas bumi, batubara dan mineral memiliki peran penting dalam pembangunan dan perekonomian nasional, yaitu antara lain sebagai penjamin sumber pasokan energi dan bahan baku bagi pengembangan industri dalam negeri, dan menjadi sumber penerimaan Negara.

Pengembangan sektor ini tidak saja membutuhkan metode pengelolaan yang tepat, tetapi juga memerlukan modal yang besar untuk memperoleh hasil yang maksimal. Sebagai negara yang dianugerahi sumber kekayaan alam yang melimpah, Indonesia mempunyai potensi besar menjadi tujuan investasi yang menarik bagi calon investor.

Informasi mengenai kondisi sektor Energi dan Sumber Daya Mineral di Indonesia seperti potensi sumber daya energi dan mineral, peraturan perundang-undangan yang mendukung dan situasi yang kondusif dalam berusaha, sangat dibutuhkan bagi para investor untuk menanamkan modalnya di Indonesia. Oleh karena itu, Buku Peluang Investasi Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral ini saya anggap penting sebagai panduan awal bagi para calon investor untuk berusaha di sektor Energi dan Sumber Daya Mineral. Buku ini menyajikan secara lengkap peluang investasi sektor Energi dan Sumber Daya Mineral di Indonesia, termasuk data penting yang digambarkan dalam tabel-tabel guna memudahkan investor.

Akhirnya, semoga Buku Peluang Investasi Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral ini dapat memberikan informasi yang jelas bagi para calon investor dan menjadi langkah awal dalam usaha pengembangan industri di sektor Energi dan Sumber Daya Mineral.

Jakarta, April 2011Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral

Dr. Darwin Zahedy Saleh

SambutanMenteri Energi dan Sumber Daya Mineral

SAMBUTAN MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL

Jakarta, April 2011Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral

Dr. Darwin Zahedy Saleh


DAFTAR ISI

Halaman

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

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

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

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

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

35

Peluang InvestasiSub Sektor Migas

11111213141517

1819202122242526272829303132

3334353738404142

434445

Terletak di Asia bagian tenggara, Indonesia

dikaruniai sumber daya alam melimpah. Sumber

daya minyak dan gas yang diperkirakan mencapai

71,5 milliar barel dan 334,5 TSCF tersebar di

Indonesia. Menjadikan Indonesia tujuan

Investasi yang menarik pada sektor minyak dan

gas bumi.

Dinamika Industri Minyak dan Gas Bumi yang

sudah berlangsung sejak lama, menjadikan Indo-

nesia lebih matang dalam mengembangkan kon-

trak dan kebijakan yang ada untuk mendukung

investasi. Dukungan peraturan, insentif dan

penghormatan terhadap kontrak yang ada adalah

usaha pemerintah Indonesia untuk menjamin

keberlangsungan Investasi di Indonesia

9


Halaman

1. Pendahuluan .......................................................................................................................1.1 Latar Belakang ................................................................................................................1.2 Landasan Hukum ..........................................................................................................1.3 Dukungan Kebijakan ...................................................................................................

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

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

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

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

Peluang InvestasiSub Sektor Ketenagalistrikan

48484952

55566165

66666769

73738081

84

DAFTAR ISI







gas bumi.









1. Pendahuluan .......................................................................................................................1.1 Latar Belakang ................................................................................................................1.2 Landasan Hukum .................................................................................................................

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

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

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

Peluang InvestasiSub Sektor Pertambangan Mineral dan Batubara

103103104

107107112116119

120120128134

135135138

47

101


Halaman

1. Pendahuluan .............................................................................................1.1 Latar Belakang ..................................................................................................................1.2 Landasan Hukum .............................................................................................................

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

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

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

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

menghasilkan listrik) ..................................................................................................

Peluang InvestasiSub Sektor Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi

143143151

154154169

171

173173183190

216216219

223

DAFTAR ISI







gas bumi.









229237

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

141

9Peluang Investasi Sektor ESDM - Migas

KEMENTERIAN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERALREPUBLIK INDONESIA

Peluang Investasi Sub Sektor Migas

KEMENTERIAN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERALJakarta, Februari 2011

10 Peluang Investasi Sektor ESDM - Migas







gas bumi.










Minyak dan Gas Bumi merupakan sumber

daya alam yang sangat strategis bagi Indone-

sia, bukan hanya sebagai pemasok kebutuhan

bahan bakar dan bahan baku industri di dalam

negeri, namun juga merupakan andalan

sumber penerimaan dan devisa negara.

Dengan semakin meningkatnya kebutuhan

energi dan bahan baku industri diperlukan

skenario pemenuhan energi yang optimal untuk

mewujudkan keamanan pasokan energi dalam

negeri (security of supply).

Berdasarkan Perpres No. 05 Tahun 2006,

target bauran energi tahun 2006 minyak bumi

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

mix nasional. Komposisi tersebut pada tahun

2025 diharapkan minyak bumi menjadi kurang

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

sehingga sumber energi alternatif dan potensial

lainnya dapat meningkat peranannya.

Terkait dengan kondisi di atas peluang

investasi pengembangan industri migas di

Indonesia, baik di bidang hulu maupun hilir di

masa mendatang masih sangat menjanjikan.

Secara geologi, Indonesia masih mempunyai

potensi ketersediaan hidrokarbon yang cukup

besar. Rencana pemerintah dalam memperta-

hankan produksi minyak bumi pada tingkat 1

juta barel per hari, tentu akan memberikan

peluang investasi yang besar di sektor hulu

migas.

Di sektor hilir, untuk memenuhi kebutuhan

bahan bakar dalam negeri, dibutuhkan investasi

untuk pembangunan dan mengembangkan

kilang migas, serta pembangunan beberapa

infrastruktur lain seperti pembangunan tanki

penyimpanan, pipa transmisi dan distribusi gas

bumi serta moda transportasi lainnya.

Seluruh potensi investasi di sektor hulu dan

hilir migas, merupakan peluang bagi kegiatan

usaha penunjang migas, baik untuk industri

maupun jasa penunjang migas.

Pendahuluan

Gambar 1.1 Target Komposisi Energy Mix Tahun 2025

Tenaga Air 3.11%

Panas Bumi 1.32%

Minyak Bumi 51.66%

Gas Alam28.57%

Batubara15.34% Batubara

33%

Gas30%

Minyak Bumi20%

Bahan Bakar Nabati 5%

Panas Bumi 5%

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

Batubara Cair 2%

EBT 17%

2006 2025

1Latar Belakang


Komoditas yang diusahakan, diproduksi

dan diniagakan di industri migas terdiri atas :

Minyak Bumi

Minyak Bumi adalah hasil proses alami berupa

hidrokarbon yang dalam kondisi tekanan dan

temperatur atmosfer berupa fasa cair atau

padat, termasuk aspal, lilin mineral atau

ozokerit, dan bitumen yang diperoleh dari

proses penambangan, tetapi tidak termasuk

batubara atau endapan hidrokarbon lain yang

berbentuk padat yang diperoleh dari kegiatan

yang tidak berkaitan dengan kegiatan usaha

Minyak dan Gas Bumi.

Gas Bumi

Gas Bumi adalah hasil proses alami berupa

hidrokarbon yang dalam kondisi tekanan dan

temperatur atmosfer berupa fasa gas yang

diperoleh dari proses penambangan Minyak

dan Gas Bumi.

Gas Metana Batubara (Coal Bed Methane)

Gas Metana Batubara (Coal Bed Methane)

adalah gas bumi (hidrokarbon) di mana gas

metana merupakan komponen utamanya yang

terjadi secara alamiah dalam proses pemben-

tukan batubara dalam kondisi terperangkap

dan terserap (terabsorbsi) di dalam batubara

dan/atau lapisan batubara.

Bahan Bakar Minyak

Bahan Bakar Minyak adalah bahan bakar yang

berasal dan/atau diolah dari minyak bumi.

Bahan Bakar Gas

Bahan Bakar Gas adalah bahan bakar untuk

digunakan dalam kegiatan transportasi yang

berasal dari Gas Bumi dan/atau hasil olahan

dari Minyak dan Gas Bumi

Bahan Bakar Lain

Bahan Bakar Lain adalah bahan bakar yang

berbentuk cair atau gas yang berasal dari

selain minyak bumi, gas bumi, dan hasil

olahan.

LPG (Liquified Petroleum Gas)

LPG adalah gas hidrokarbon yang dicairkan

dengan tekanan untuk memudahkan penyim-

panan, pengangkutan, dan penanganannya

yang pada dasarnya terdiri atas propana,

butana, atau campuran keduanya.

LNG (Liquified Natural Gas)

LNG adalah Gas Bumi terutama terdiri dari

metana yang dicairkan pada suhu sangat

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

transportasi dan penyimpanan.

Hasil Olahan Lainnya

Hasil Olahan adalah hasil dan/atau produk

selain Bahan Bakar Minyak dan/atau Bahan

Bakar Gas yang diperoleh dari kegiatan usaha

Pengolahan Minyak dan Gas Bumi baik berupa

produk akhir atau produk antara kecuali

pelumas dan produk petrokimia.

Cakupan Komoditas


UU Migas

Undang-undang No. 22 Tahun 2001

tentang Migas menandai perubahan mendasar

dalam industri Migas nasional. Melalui UU

Migas ini penguasaan dan pengusahaan

Migas yang sebelumnya dipegang Pertamina

(berdasarkan UU No. 8 Tahun 1971) dicabut.

Penguasaan minyak dan gas bumi kembali

diserahkan ke pemerintah sebagai pemegang

Kuasa Pertambangan (Pasal 4 Ayat 2), di mana

kemudian pemerintah membentuk Badan

Pelaksana (BP Migas) untuk menyelenggara-

kan Kegiatan Usaha Hulu. Kegiatan Usaha

Hulu (eksplorasi dan eksploitasi) ini dilaksana-

kan dan dikendalikan oleh Badan Pelaksana

melalui Kontrak Kerja Sama. Sedangkan

pengusahaan Kegiatan Usaha Hilir dilaksana-

kan melalui pemberian Izin Usaha yang

terbuka bagi Badan Usaha.

Dengan demikian, melalui UU Migas, pengu-

sahaan Migas menjadi terbuka. Badan Usaha

(semacam BUMN, BUMD, Koperasi, Usaha

Kecil, dan Badan Usaha Swasta) dan Bentuk

Usaha Tetap (perusahaan multinasional/asing)

berkesempatan terlibat bisnis Migas. Keten-

tuan yang digariskan adalah:

1. Bentuk Usaha Tetap hanya dapat melaksa

nakan Kegiatan Usaha Hulu;

2. Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap yang

melakukan Kegiatan Usaha Hulu dilarang

melakukan Kegiatan Usaha Hilir; dan

3. Badan Usaha yang melakukan Kegiatan

Usaha Hilir tidak dapat melakukan Kegiatan

Usaha Hulu .

Peraturan Pemerintah

PP Hulu

Peraturan Pemerintah sektor hulu Migas (PP

No. 35 Tahun 2004 yang telah diubah menjadi

PP No. 34 Tahun 2005) merupakan produk

turunan UU Migas yang khusus mengatur

pelaksanaan dan pengawasan Kegiatan

Usaha Hulu Migas. PP Hulu ini mengatur

pelaksanaan dan pengawasan Kontrak Kerja

Sama pengusahaan dan pemroduksian Migas

antara Badan Pelaksana dengan Kontraktor.

Dasar bagi penerbitan PP Hulu ini adalah agar

pengambilan sumber daya alam minyak dan

gas bumi dapat memberikan manfaat dan

penerimaan yang maksimal bagi negara untuk

sebesar-besar kemakmuran rakyat.

PP Hilir

Peraturan Pemerintah sektor hilir Migas (PP No.

36 Tahun 2004) merupakan produk turunan UU

Migas yang khusus mengatur pelaksanaan

dan pengawasan Kegiatan Usaha Hilir Migas

agar prinsip-prinsip persaingan usaha yang

wajar, sehat dan transparan terlaksana. Dasar

bagi pelaksanaan dan pengawasan kegiatan

usaha hilir adalah dalam rangka penyediaan

dan pendistribusian bahan bakar yang

berkelanjutan dan terjangkau oleh masyarakat.

Dan mengingat kegiatan usaha hilir mencakup

kegiatan usaha Pengolahan, Pengangkutan,

Penyimpanan dan Niaga, maka setiap Badan

Usaha harus memiliki Izin Usaha pada setiap

segmen bisnis yang dijalaninya.

Landasan Hukum

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

(1966 – 1976)Generasi I

(1976 – 1988)Generasi II

(1988 – 2001)Generasi III

Konsesi & Kontrak 5A(sebelum 1960)

Kontrak Karya(1960 – 1966)

Kontrak Kerja Sama (PSC dan Bentuk Lain)

(2001 – sekarang)Kontrak Bagi Hasil

(1966 – 2001)

UU No. 44 Prp Tahun 1960 UU No. 8 Tahun 1971 UU No. 22 Tahun 2001Indische Mijn Wet 1899

PP Hulu No. 35

mengatur pelaksanaan

dan pengawasan Kegiatan

Usaha Hulu Migas melalui

kontrak kerjasama.

PP Hilir No. 36

mengatur pelaksanaan

dan pengawasan Kegiatan

Usaha Hilir Migas

berdasarkan prinsip

persaingan usaha yang

wajar, sehat & transparan.


Kegiatan dalam Industri Migas

Secara kategoris terdapat dua jenis

kegiatan usaha di industri migas, yakni

Usaha Inti (core business) dan Usaha

Penunjang (non-core business). Usaha

Inti terdiri atas Kegiatan Usaha Hulu

dan Kegiatan Usaha Hilir, sementara

Usaha Penunjang meliputi Jasa Penun-

jang (services) dan Industri Penunjang

(supporting industries). Cakupan kegia-

tan di industri Migas nasional lebih jelas

disajikan sebagaimana Gambar 1.3 di

atas.

A.Usaha Inti (Core Business)

1. Kegiatan Usaha Hulu Migas

Kegiatan usaha hulu migas terdiri atas kegiatan

usaha eksplorasi dan eksploitasi. Kegiatan eksplo-

rasi adalah kegiatan yang bertujuan memperoleh

informasi mengenai kondisi geologi untuk

menemukan dan memperoleh perkiraan cadangan

migas di Wilayah Kerja yang ditentukan, sedangkan

kegiatan eksploitasi merupakan rangkaian kegiatan

yang bertujuan untuk memproduksi migas yang

terdiri atas pengeboran dan penyelesaian sumur,

pembangunan sarana pengangkutan, penyim-

panan, dan pengolahan untuk pemisahan dan

pemurnian Minyak dan Gas Bumi di lapangan serta

kegiatan lain yang mendukungnya.

Gambar 1.3. Taksonomi Industri Migas Indonesia

Gambar 1.4 Tahapan Kegiatan Hulu Migas

KEGIATAN HULU MIGAS

- Survei Umum

- Pengumpulan Data

- Kemudahan Akses Data

- Sumber Data

- Joint Study

- Bentuk KKS

- Penyiapan Wilayah Kerja

- Penawaran Wilayah Kerja

- Studi G & G

- Exclusive Survey

- Prospect and Lead

- Pemboran Sumur

- Discoveries

- Penilaian Cadangan

- Penilaian

- Sertifikasi Cadangan

- POD

- Implementasi POD

- Pengembangan Teknologi

- Pemboran Pengembangan

- Facility Maintenance

Eksplorasi Eksploitasi

Pemerintah

Open Area

BU/BUT KKS

INDUSTRI MIGAS

Jasa Penunjang

Jasa Konstruksi

Jasa Non Konstruksi

- Survei Seismik

- Survei Non Seismik

- Geologi dan Geofisika

- Pemboran

- Operasi Sumur Pemboran

- Pekerjaan Bawah Air

- Pengelolaan Bahan Peledak,

Radioaktif, dan Bahan Berbahaya

- Offshore Base Logistic

- Pengoperasian dan Pemeliharaan

- Inspeksi Teknis

- Pengujian Teknis

- Dekommissioning

- Penelitian dan Pengembangan

- Pendidikan dan Pelatihan

- Pengelolaan Linmbah Pemboran

dan Produksi

- Jasa Lainnya

- Perencanaan- Pelaksanaan- Pengawasan

Industri Penunjang

Industri Material

dan PabrikasiPeralatan Migas

- Industri Material- -

Industri PeralatanIndustri Pemanfaatan

Migas

Usaha Inti

Usaha Hulu :(pasal 1 angka 7

UU Migas No. 22/2001)

Usaha Hilir :(pasal 1 angka 10

UU Migas No. 22/2001)

- EksplorasiEksploitasi-

- Pengolahan- Pengangkutan- Penyimpanan- Niaga

Usaha Penunjang Migas

Kegiatan Usaha Hulu Migas


Kegiatan Usaha Hilir Migas

Gambar 1.5 Skema Kegiatan Industri Hilir

PIPELINE

OIL BARGE SPBU

INDUSTRI

PENYIMPANAN NIAGA

RAIL TANK WAGON

PENGANGKUTANPENGOLAHAN

KILANG

IMPOR M. MENTAH

LADANG MINYAK

PIPELINE

INSTALASI/DEPOT

T. TRANSIT

Residu

Gas

Naphta

Bensin

Kerosene Minyak Tanah, Avtur

Minyak Diesel

Bahan Pelumas

Minyak Bakar

LPG

Bahan Kimia

Bensin

Oli, Lilin dll

Solar & Diesel

Minyak Bakar

Aspal, Atap rumah

Gambar 1.6 Produk yang dihasilkan Kilang Minyak Bumi

2. Kegiatan Usaha Hilir Migas

Kegiatan usaha hilir terdiri atas kegiatan

usaha Pengolahan, Pengangkutan, Penyim-

panan dan/atau Niaga.

a. Pengolahan

Pengolahan adalah kegiatan memurnikan,

memperoleh bagian-bagian, mempertinggi

mutu dan mempertinggi nilai tambah minyak

bumi dan/atau gas bumi, tapi tidak termasuk

pengolahan lapangan.

Pengolahan minyak mentah dilakukan

pada kilang minyak bumi sebagai sistem

peralatan untuk mengolah minyak mentah

(minyak bumi) menjadi berbagai produk kilang.

Produk hasil pengolahan minyak bumi berupa

berbagai jenis BBM dan produk-produk

non-BBM. Sebagai ilustrasi, berbagai produk

yang dihasilkan dari suatu kilang minyak bumi

diperlihatkan pada Gambar 1.6.


b. Pengangkutan

Kegiatan pengangkutan migas adalah

kegiatan pemindahan Minyak Bumi, Gas Bumi,

dan/atau hasil olahannya dari Wilayah Kerja

atau dari tempat penampungan dan Pengola-

han, termasuk pengangkutan Gas Bumi melalui

pipa transmisi dan distribusi.

c. Penyimpanan

Kegiatan penyimpanan migas adalah

kegiatan penerimaan, pengumpulan, penam-

pungan, dan pengeluaran Minyak Bumi

dan/atau Gas Bumi, Bahan Bakar Minyak,

Bahan Bakar Gas, dan atau hasil olahan pada

lokasi diatas/dibawah tanah untuk tujuan

komersial, misalnya depot dan tanki timbun

terapung (floating storage).

d. Niaga

Kegiatan Niaga meliputi kegiatan pembel-

ian, penjualan, ekspor, impor Minyak Bumi,

Bahan Bakar Minyak, Bahan Bakar Gas dan/

atau Hasil Olahan, termasuk gas melalui pipa.

Untuk Kegiatan Usaha Niaga dibagi menjadi 2

macam yaitu:

1. Usaha Niaga Umum (Wholesale)

yaitu suatu kegiatan usaha pembelian, penjua-

lan, ekspor dan impor Bahan Bakar Minyak

(BBM), Bahan Bakar Gas (BBG), Bahan Bakar

Lain (BBL) dan Hasil Olahan dalam skala besar

yang menguasai atau memiliki fasilitas dan

sarana niaga dan berhak menyalurkannya

kepada semua pengguna akhir dengan meng-

gunakan merk tertentu.

2. Usaha Niaga Terbatas (Trading)

merupakan usaha penjualan (Trading) produk-

produk niaga migas dalam hal ini adalah

Minyak Bumi, BBM, BBG, BBL, Hasil Olahan,

Niaga gas bumi yang tidak memiliki fasilitas

dan Niaga terbatas LNG.

Kegiatan Usaha Hilir Migas

TRUK

KAPAL TANKER / TONGKANG

RAIL TANK WAGON

PIPA

LPG storage tanker loading, karawang offshore


B. Usaha Penunjang Migas (Non-Core Business)

Usaha Penunjang Migas adalah kegiatan usaha yang

menunjang kegiatan usaha Minyak dan Gas Bumi, terdiri dari:

• Usaha Jasa Penunjang

Adalah kegiatan usaha jasa layanan dalam kegiatan usaha

hulu dan kegiatan usaha usaha hilir. Kegiatan Jasa Penunjang

meliputi Jasa Konstruksi Migas dan Jasa Non-Konstruksi

Migas. Pada Jasa Konstruksi Migas terdiri dari Jasa Perenca-

naan (design engineering), Pelaksanaan (EPC, Instalasi dan

Komisioning) dan Pengawasan Konstruksi. Sedangkan Jasa

Non-Konstruksi Migas adalah usaha jasa layanan pekerjaan

selain jasa kontruksi dalam menunjang kegiatan migas seperti

: survei seismik & non seismik, pemboran, inspeksi dan jasa

lainnya.

• Industri Penunjang

Adalah kegiatan usaha industri yang menghasilkan barang,

material dan/atau peralatan yang digunakan terkait sebagai

penunjang langsung dalam kegiatan usaha Migas. Kegiatan

Industri Penunjang meliputi Industri Material, Peralatan Migas

dan Industri Pemanfaat Migas.

Sesuai amanat UU No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan

Gas Bumi, dalam upaya menumbuhkembangkan kemam-

puan nasional untuk lebih mampu bersaing di tingkat

nasional, regional, dan internasional, Badan Usaha dan

Bentuk Usaha Tetap harus mengutamakan pemanfaatan

tenaga kerja setempat, barang, jasa, serta kemampuan

rekayasa dan rancang bangun dalam negeri secara

transparan dan bersaing.

Dalam rangka mendorong peningkatan penggunaan

produksi dalam negeri, Direktorat Jenderal Migas selaku

pembina produsen dalam negeri menerbitkan buku “Apresiasi

Produksi Dalam Negeri” (APDN) untuk dijadikan acuan dalam

pengendalian impor barang operasi dan pengadaan barang

dan/atau jasa di kegiatan usaha migas.

Usaha Penunjang Migas (Non-Core Business)

5 Produk Unggulan Usaha Penunjang Migas Indonesia

Tubing

Casing

Wellhead

Bahan Kimia

Konstruksi Platform


Kegiatan usaha hulu migas nasional tidak lepas dari

kerangka regulasi pengaturan kepemilikan dan penguasaan

Negara atas sumber daya migas. Berdasar pada regulasi

tersebut, tahapan dalam usaha hulu migas dibagi dalam tiga

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

pasca KKS. Lingkup kegiatan dalam tahap pra KKS dianta-

ranya adalah kegiatan survei umum guna mendapatkan data

teknis geologi untuk penawaran Wilayah Kerja Baru. Tahap

selanjutnya adalah tahap KKS (pasca penandatanganan

KKS), dimana kegiatan eksplorasi untuk menemukan cadan-

gan migas maupun eksploitasi dilakukan oleh kontraktor pada

tahap ini. Tahap terakhir adalah tahapan dimana kontrak kerja

sama berakhir maupun cadangan sudah tidak ekonomis

untuk dieksploitasi lagi, sehingga wilayah kerja tersebut dapat

ditawarkan kembali oleh pemerintah sebagai wilayah kerja

baru.

Tinjauan Kondisi

Migas Nasional

PRA KKS KKS PASCA KKS

DITJEN MIGAS

PERUSAHAAN SURVEI

PERUSAHAAN JASA G & G

UNIVERSITAS (MoU dgn MIGAS)

BU/BUT (NON KONTRAKTOR)

DITJEN MIGAS

BU/BUT (KONTRAKTOR)

BP MIGAS

DITJEN MIGAS

Tanda Tangan Wilayah Kerja Migas Tahun 2010

2

Gambar 2.1 Tahapan Usaha Hulu Migas


Potensi sumber daya migas nasional saat

ini masih cukup besar, terakumulasi dalam 60

cekungan sedimen (basin) yang tersebar di

hampir seluruh wilayah Indonesia.

Dari 60 cekungan tersebut, 38 cekungan

sudah dilakukan kegiatan eksplorasi dan

sisanya sama sekali belum dilakukan eksplo-

rasi. Dari cekungan yang telah dieksplorasi, 16

cekungan sudah memproduksi hidrokarbon, 9

cekungan belum diproduksi walaupun telah

diketemukan kandungan hidrokarbon, sedang-

kan 15 cekungan sisanya belum diketemukan

kandungan hidrokarbon. Kondisi di atas

menunjukkan bahwa peluang kegiatan eksplo-

rasi di Indonesia masih terbuka lebar, terutama

dari 22 cekungan yang belum pernah dilaku-

kan kegiatan eksplorasi dan sebagian besar

berlokasi di laut dalam (deep sea) terutama di

Indonesia bagian Timur. Lebih lanjut sebaran

cekungan migas nasional dapat dilihat pada

Gambar 2.2 dan Tabel 2.1.

North Sumatera Basin

Central Sumatera Basin

South Sumatera Basin

Sunda Basin

North West Java Basin

West Natuna Basin

Northeast Java Sea Basin

Northeast Java Basin

Barito Basin

Kutei Basin

MATURE

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

9.

10.

Tarakan Basin

Banggai Basin

Salawati Basin

Bintuni Basin

11.

12.

13.

14.

SEMI MATURE

Sibolga Basin

East Natuna Basin

Pati Basin

Asem-Asem Basin

Timor Basin

Bone Basin

Lariang Basin

Sula Basin

Biak Basin

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

9.

FRONTIER

Bengkulu Basin

Java Fore Arc Basin

Biliton and Pembuang Basins

Ketungau Basin

South Makassar & Spermonde Basins

Flores and Tukang Besi Basins

Salabangka, Manui & Buton Basins

Buru, West Buru & South Sula Basins

North Halmahera, East, South &

North Obi Basins

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

9.

Minahasa Basin

Gorontalo Basin

Bali - Lombok & Savu Basins

Misool, Seram, South Seram,

W. Weber, Weber & Tanimbar Basins

Waiponga Basin

Akimegah Basin

Sahul Basin

10.

11.

12.

13.

14.

15.

16.

Potensi Sumber Daya Migas

Gambar 2.2 Sebaran Cekungan Sedimen di Indonesia


Lokasi dan Status Tiap Cekungan Sedimen Indonesia

Sudah BeroperasiSudah Beroperasi Sumatera Utara

Sumatera Tengah

Sumatera Selatan

Sunda

Bagian Utara Jawa Barat

Bagian Utara jawa Timur

Laut Bagian Utara Jawa Timur

Natuna Barat

Tarakan

Kutai

Barito

Sumatera Utara

Sumatera Tengah

Sumatera Selatan

Sunda

Bagian Utara Jawa Barat

Bagian Utara jawa Timur

Laut Bagian Utara Jawa Timur

Natuna Barat

Tarakan

Kutai

Barito

Seram

Salawati

Bintuni

Bone

Seram

Salawati

Bintuni

Bone

Banggai

Sula

Blak

Timor

Banggai

Sula

Blak

Timor

Akimegah

Buton

Manui

Makasar Selatan

Missol

Palung Aru

Akimegah

Buton

Manui

Makasar Selatan

Missol

Palung Aru

Lombok Bali

Flores

Gorontalo

Salabangka

Weber Barat

Halmahera Selatan

Weber

Waropen

Tiukang Besi

Tanimbar

Lombok Bali

Flores

Gorontalo

Salabangka

Weber Barat

Halmahera Selatan

Weber

Waropen

Tiukang Besi

Tanimbar

Sula Selatan

Buru

Buru Barat

Halmahera Utara

Halmahera Timur

Halmahera Selatan

Obi Utara

Obi Selatan

Seram Selatan

Jayapura

Sula Selatan

Buru

Buru Barat

Halmahera Utara

Halmahera Timur

Halmahera Selatan

Obi Utara

Obi Selatan

Seram Selatan

Jayapura

Sahul

Sawu

Spermonde

Waipoga

Lairing

Sahul

Sawu

Spermonde

Waipoga

Lairing

Sibolga

Natuna Timur

Bengkulu

Pati

Sibolga

Natuna Timur

Bengkulu

Pati

Biliton

Jawa Selatan

Melawai

Asem-asem

Biliton

Jawa Selatan

Melawai

Asem-asem

Pambuang

Ketungau

Pambuang

Ketungau

Sudah Dibor Belum ProduksiSudah Dibor Belum Produksi

Sudah Dibor

Tidak Ada Penemuan

Sudah Dibor

Tidak Ada Penemuan

Belum DieksplorasiBelum Dieksplorasi

Status Cekungan / BasinStatus Cekungan / Basin

Sub TotalSub Total 1111 44

Sub TotalSub Total

Sub TotalSub Total

44 44

44 1111

Sub TotalSub Total 22 2020

TOTALTOTAL 2121 3939

Indonesia BaratIndonesia Barat Indonesia TimurIndonesia Timur

Tabel 2.1 Lokasi dan Status Cekungan Sedimen


Selain potensi minyak dan gas bumi, Indonesia juga

mempunyai Gas Metana Batubara atau Coal Bed Methane

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

lapisan batubara. CBM banyak ditemukan di area pertam-

bangan batubara atau pertambangan migas yang terdapat

lapisan batubara. Sebagai sumber energi alternatif yang

berpotensi dikembangkan di masa mendatang, sumber daya

CBM di Indonesia telah teridentifikasi terkandung di dalam 11

cekungan sedimen (basin) yang tersebar di pulau Sumatera,

Jawa, Kalimantan, dan Sulawesi (Gambar 2.3).

Potensi Sumber Daya CBM

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

PP:CBM-1Rambutan

(GOI Sponsor)

Start Era CBM(KKS ke-1)

Perkiraan Produksi CBM~500 MMScfD



CBM untuk ListrikPilot Project

Legend:

Partisipasi Pemerintah

Penambahan KKS / Produksi rata-rata = 250 MMScfD / Well

PerMenNo. 033/2006

& Model Kontrak

Evaluasi Proyek

Start Era Komersial

Produksi CBM

Pilot Project

Production Sharing Contract

PP

PSC

Gambar 2.3 Sebaran Cekungan CBM

Gambar 2.4 Road Map Pengembangan CBM


Cadangan Minyak & Gas BumiCadangan Minyak & Gas BumiCadangan Minyak & Gas BumiCadangan Minyak & Gas Bumi

Warna merah menunjukkan cadangan minyak bumiWarna merah menunjukkan cadangan minyak bumiWarna merah menunjukkan cadangan minyak bumiWarna merah menunjukkan cadangan minyak bumi

Warna biru menunjukkan cadangan gas bumi Warna biru menunjukkan cadangan gas bumi Warna biru menunjukkan cadangan gas bumi Warna biru menunjukkan cadangan gas bumi

Energi Fosil Sumber Daya Cadangan Produksi Rasio C/P

Minyak Bumi 87,22 miliar barel 7,76 miliar barel 346 juta barel 22

Gas Bumi 594,43 TSCF 157,14 TSCF 2,90 TSCF 54

CBM 453 TSCF

* Data cadangan bersumber dari Ditjen Migas pada tahun 2010

Tabel 2.2 Sumber Daya dan Cadangan Minyak dan Gas Bumi


Tota

l ca

da

ng

an

min

yak

bu

mi I

nd

on

esi

a p

ad

a ta

hu

n

2009 s

eb

esa

r 7,7

64 m

ilya

r b

are

l, te

rdiri a

tas

ca

da

ng

an

terb

ukt

i se

besa

r 4,2

30

mily

ar

ba

rel

da

n

ca

da

ng

an

po

ten

sia

l se

besa

r 3,5

34 m

ilya

r b

are

l. S

eb

ag

ian

besa

r

ca

da

ng

an

Min

yak

Bu

mi ya

ng

ad

a b

erlo

kasi

di w

ilaya

h

Ind

on

esi

a B

ag

ian

Ba

rat,

teru

tam

a d

i S

um

ate

ra (

70%

),

Jaw

a

(12%

) d

an

se

leb

ihn

ya

di

wila

yah

In

do

nesi

a

ba

gia

n

timu

r, se

pert

i K

alim

an

tan

Tim

ur,

Su

law

esi

,

Ma

luku

, d

an

Pa

pu

a.

Un

tuk

Ga

s B

um

i to

tal c

ad

an

ga

n G

as

Bu

mi I

nd

on

e-

sia

pa

da

ta

hu

n 2

009 a

da

lah

seb

esa

r 1

59,6

3

TS

CF,

ata

u

seki

tar

3%

d

ari

ca

da

ng

an

G

as

Bu

mi

du

nia

.

Jum

lah

ca

da

ng

an

G

as

Bu

mi

ters

eb

ut

terd

iri

ata

s

ca

da

ng

an

terb

ukt

i se

besa

r 107,3

4 T

SC

F d

an

ca

da

n-

ga

n p

ote

nsi

al s

eb

esa

r 52,2

9 T

SC

F.

Ca

da

ng

an

Min

yak

Bu

mi (

MM

STB

)C

ad

an

ga

n M

inya

k B

um

i (M

MS

TB

)C

ad

an

ga

n G

as

Bu

mi (

TS

CF

)C

ad

an

ga

n G

as

Bu

mi (

TS

CF

)

CA

DA

NG

AN

MIN

YAK

BU

MI

(MM

STB

)

PR

OV

INS

I

MM

STB

TSC

F

NA

DS

UM

ATER

A U

TAR

A

SU

MAT

ERA

TEN

GA

HS

UM

ATER

A S

ELAT

AN

JAW

A B

AR

ATJA

WA

TIM

UR

NAT

UN

AK

ALI

MA

NTA

NS

ULA

WES

IM

ALU

KU

PA

PU

A

Gam

bar

2.5

Cad

anga

n M

inya

k da

n G

as B

umi I

ndon

esia

Tah

un 2

01

0

12

AP

elu

an

g In

vest

asi

dala

m In

du

stri

Mig

as

PR

OV

EN=

4

,23

0 M

MS

TB

PO

TEN

TIA

L

PR

OV

EN

PO

TEN

TIA

L

=

3,5

34

MM

ST

B

TO

TA

L

=

7

.76

4 M

MS

TB

GA

S R

ESER

VES

(TS

CF)

= 1

08

.4 T

SC

F

= 4

8.7

4 T

SC

F

TO

TA

L =

15

7.1

4

T

SC

F

12

7.2

1

5.7

4

111

.89

1.2

8

3.7

90

8.5

6

909

.80

17.9

0

55

6.6

2

3.7

0

1,0

22

,35

6.4

0

38

3.3

5

51

.46

67

0.0

0

18

.33

49

.78

4.2

3

48

.07

15

.22

94

.93

24

.32


Kegiatan eksplorasi meliputi survey seismik dan

pemboran eksplorasi yang dilakukan di wilayah kerja yang

sudah berproduksi maupun belum berproduksi, dalam

upaya untuk menemukan cadangan minyak dan gas bumi.

Survey Seismik

Kegiatan survei seismik terdiri dari survei seismik 2D

yang dilakukan oleh pemerintah maupun KPS (Kontraktor

Production Sharing) dan survei seismik 3D yang dilakukan

oleh KPS pada lapangan eksisting. Survei seismik 2D yang

dilakukan oleh pemerintah (Survei Umum) ditujukan untuk

mendapatkan data potensi sumber daya migas guna

mendukung kegiatan penawaran blok, sedangkan survei

seismik 2D yang dilakukan oleh KPS dilakukan dengan

tujuan untuk menelaah lebih jauh potensi migas yang terkait

dengan kegiatan eksplorasi. Survei seismik 3D dilakukan

oleh kontraktor dengan tujuan untuk mendapatkan

deskripsi reservoir yang lebih detail sehingga resiko

ketidakpastian pengembangan lapangan dapat dikurangi.

Sepanjang tahun 2010, kegiatan survei seismik 2D

telah dilakukan sepanjang 27,242 km dari yang direncanakan

sepanjang 28,760 km. Survei Seismik pada tahun 2010 lebih

banyak dilakukan didaerah lepas pantai (offshore).

Sedangkan untuk survei seismik 3D telah dilakukan seluas

7,865 km2 dari rencana seluas 9,692 km2, Survei seismik 3D

pada tahun 2009 juga lebih banyak dilakukan di daerah lepas

pantai (offshore).

Pemboran Eksplorasi

Kegiatan pemboran eksplorasi pada

tahun 2010 dilakukan sebanyak 90 sumur,

dari 126 sumur yang direncanakan. Dari 90

sumur yang dilakukan pemboran eksplo

rasi tersebut, 27 sumur teridentifikasi

kandungan migas, dengan success ratio

30 %. Dari 35 sumur penemuan tersebut

ditemukan sumberdaya kontingensi

sebesar 445 MMBOE (183.2 MMBO dan

1,469 BCFG).

Aktivitas EksplorasiAktivitas Eksplorasi

Gambar 2.6 Survey Seismik 2D (Km2)

Gambar 2.7 Survey Seismik 3D (Km2)

Gambar 2.8 Pemboran Sumur Eksplorasi

2005 20100

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

Rencana

Realisasi

17,776

12,209

15,786

10,392

22,393

9,389

30,789 28,760

27,24223,364

42,646

31,656

2006 2007 2008 2009

2005 2010

0

10,000

20,000

Rencana

Realisasi

5,010

4,532

5,390

2,374

16,446

4,835

17,789

15,136

8,714 9,642

6,977 7,865

2006 2007 2008 2009

2005 2010

0

20

40

60

80

100

120

140

160

Rencana

Realisasi

79

54

117

82

111

73

145

70

84 126

75 90

27

30

2006 2007 2008 2009

Discovery 22 40 39 34 35

Success Ratio (%) 41 49 53 49 47


Melihat potensi sumber daya migas yang ada,

maka pemerintah selalu berusaha menaikkan produksi

migas. Pada tahun 2010 ini dalam APBN-201 0

Pemerintah menetapkan target produksi minyak bumi

sebesar 965.000 barel per hari (bph) dan produksi gas

ditetapkan sebanyak 7.758 mmscfd.

Untuk mencapai target tersebut, pemerintah telah

membuat kebijakan-kebijakan serta langkah-langkah

strategi untuk pencapaian produksi diantaranya

seperti penawaran wilayah kerja baru, pemanfaatan

lapangan-lapangan yang masih berpotensi tapi belum

berproduksi, percepatan proses seperti percepatan

proses persetujuan Work Program and Budget

(WP&B), Authorization For Expenditure (AFE), dan Plan

of Development (PoD) dan pengaktifan kembali

sumur-sumur tua.

Produksi Minyak Bumi

Produksi minyak bumi dan kondensat pada tahun

2010 mencapai 346,38 ribu barrel dengan produksi

harian sebesar 944,9 ribu bph, mengalami penurunan

sebesar 3.900 bph dibandingkan produksi minyak

bumi dan kondensat tahun 2009 sebesar 948,8 ribu

bph. Penurunan produksi tersebut disebabkan antara

lain karena mundurnya jadwal produksi awal beberapa

KKKS, penurunan produksi alamiah, dan permasala-

han teknis operasional.

Produksi Gas Bumi

Produksi gas bumi pada tahun 2010 sebesar 9.336

MMSCFD , mengalami kenai -

kan sebesar 1.034 MMSCFD dari 8.302 MMSCFD pada

tahun 2009. Kenaikan produksi tersebut antara lain

karena mulai berproduksinya beberapa lapangan gas

baru dan optimalisasi produksi

Produksi Minyak & Gas BumiProduksi Minyak & Gas Bumi

965.000 bpd

7.758 mmscfd

target produksi minyak bumi

pada tahun 2010 sebesar

dan produksi gas

ditetapkan sebanyak

Gambar 2.9 Produksi Minyak Bumi

Gambar 2.10 Produksi Gas Bumi

0

500

1000

1500

MBOPD

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

1,413.90Total

Oil

Cond

1,340.60 1,249.40 1,146.8 1,094.4 1,062.1 1,005.6 954.4 976.8 948.8 944.9

1,272.50 1,208.70 1,117.60 1,013.0 965.8 934.8 883.0 836.0 853.8 826.5 823.7

141.4 131.9 131.8 133.8 128.6 127.3 122.6 118.4 123.0 122.3 121.2

6000

3000

9000

MMSCFD

Total

Utilitation

Losses

7,927 7,690 8,318 8,644 8,278 8,179 8,093 7,686 7,883 8,302 9,336

7,471 7,188 7,890 8,237 7,909 7,885 7,785 7,418 7,573 7,816 8,829

456 502 428 407 369 294 308 268 310 486 507

0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010


Kondisi Pasar Minyak BumiKondisi Pasar Minyak Bumi

Dalam 10 tahun terakhir, konsumsi BBM

domestik menunjukkan kenaikan rata-rata sebesar

4,8% per tahun. Dengan meningkatnya jumlah

penduduk dan membaiknya pertumbuhan

ekonomi domestik, pertumbuhan konsumsi BBM

akan terus mengalami kenaikan. Sektor transpor-

tasi masih merupakan pengguna terbanyak BBM

domestik yaitu lebih dari 46%, disusul oleh sektor

rumah tangga, pembangkit listrik dan sektor indus-

tri.

Penyebaran permintaan akan BBM domestik

mengikuti pola penyebaran penduduk dan kegia-

tan ekonominya, wilayah Jawa-Bali masih

mendominasi yaitu sekitar 62%, Sumatera (20%)

dan sisanya diserap oleh pasar Indonesia Tengah

dan Timur. Penyediaan BBM dalam negeri

sebagian besar masih diperoleh dari kilang dalam

negeri yaitu sekitar 67 %, sedangkan 33 % sisanya

diperoleh dari pasar impor. Kapasitas kilang dalam

negeri saat ini 1,157 juta barel per hari dengan

produksi BBM mencapai 40,42 juta kiloliter atau

meningkat sebesar 1,07% dari 39,99 juta kiloliter

pada tahun sebelumnya.

Gambar 2.11 Konsumsi BBM Domestik per Sektor Gambar 2.12 Produksi BBM dari Kilang Dalam Negeri

Chemical Plant, Merak

0

50

40

30

20

10

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Million KL

Avgas + Avtur

IDO + FO

Solar

Minyak Tanah

Bensin 88

0

60

50

40

30

20

10

2002 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Million KL

Rumah Tangga

Transportasi

Industri

Listrik


Sistem Penyediaan Bahan Bakar

IMPOR LPG

EKSPLOITASI PENGOLAHAN TRANSPORTASI PENYIMPANAN NIAGA PEMANFAATAN

GAS MELALUI PIPA BBG

C

BBL

C>10%-<100% BBN

EKSPOR MINYAK

MIXING

S

BBL

C100% BBN

PROSES DANBAHAN BAKU

DARI SEKTOR LAIN StTR

BBG

CCNG

StPS

BBM

CStP TRS

IMPOR MINYAK

IMPOR BBM

BBM

CMax 10% BBN StTRS

Separator

Pipa

S

P

Konsumen

Stasiun

C

St

Kilang

Tangki

R

T

Receiving Terminal

Regasifikasi

RT

RG

BBG

CLPG

StS R

BBG

CLNG

S P RT RGGAS

EKSPOR GAS

Gambar 2.13 Sistem Penyediaan Bahan Bakar Nasional


Perkembangan permintaan Gas Bumi di

Indonesia, khususnya di Pulau Jawa semakin

meningkat guna memenuhi kebutuhan industri

dan pembangkit listrik. Pada tahun 2020

diperkirakan permintaan gas akan mencapai

10,7 TCF (skenario rendah) atau 12 TCF

(skenario tinggi).

Dari sisi pasokan, cadangan gas Indonesia

diperkirakan masih cukup untuk 50 tahun ke

depan apabila dilihat dari rasio cadangan

terhadap produksi (Reserve to Production ).

Sebagian cadangan gas Indonesia terletak di

luar Pulau Jawa, yaitu di Natuna (51,46 TCF),

Kalimantan Timur (18,33 TCF), Sumatera

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

Kondisi Pasar Gas BumiKondisi Pasar Gas Bumi

PUPUK

KILANG

PLN

INDUSTRI LAINKONDENSASI

PET. KIMIA LPG

PGN SUSUT + FLARE

PEMAKAIAN SENDIRI

Gambar 2.14 Pemanfaatan Gas Bumi Domestik 2005-2009

Gambar 2.15 Produksi dan Pemanfaatan Gas Bumi Th. 2009

20050

1200

1100

1000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

2006 2007 2008 2009 2010

*) Status until Nop 2009

KPS8.291 BSCFD

PERTAMINA1.045 BSCFD

TOTAL PRODUKSI9.336 BSCFD

KILANG 0.8 %78.1 MMSCFD

PUPUK6.6 %

618.5 MMSCFD

PETROKIMIA 1.0 %92.4 MMSCFD

KONDENSAT 0.2 %15.2 MMSCFD

LPG 0.6 %57.2 MMSCFD

PGN8.4 %

787.6 MMSCFD

PLN7.9%

737.0 MMSCFD

KRAKATAU STEEL 0.6 %54.7 MMSCFD

INDUSTRI LAIN5.6 %

519.8 MMSCFD

PEMAKAIAN SENDIRI11.2 %

1,041.7 MMSCFD

SUSUT +FLARE5.4 %

506.6 MMSCFD

LNG39.8 %

3,314.0 MMSCFD

GAS PIPA9.6 %

803.4 MMSCFD

DOMESTIK48.3 %

4,508,7 MMSCFD

EKSPOR51.7 %

9,335.9 MMSCFD

29Peluang Investasi Sektor ESDM - Migas 29Peluang Investasi Sektor ESDM - Migas 29Peluang Investasi Sektor ESDM - Migas


Kebutuhan akan bahan bakar minyak dan

gas bumi di dalam negeri secara langsung

menuntut adanya ketersediaan fasilitas pengo-

lahan migas (kilang) yang memadai, baik dari

segi kapasitas maupun produksi. Indonesia

saat ini mempunyai beberapa jenis fasilitas

pengolahan migas, diantaranya adalah kilang

BBM, kilang LPG dan kilang LNG.

Kondisi sekarang, sekitar 63% kebutuhan

BBM domestik dipasok dari 10 kilang dalam

negeri, sedangkan sisanya diperoleh dari

pasar impor. Total kapasitas kilang terpasang

saat ini sebesar 1,157 juta barel per hari

dengan produksi BBM dalam kisaran 650 juta

barel per hari. Diantara kilang terpasang

tersebut, terdiri dari kilang Pertamina dengan

kapasitas terpasang 1.047,3 ribu barel per hari

ditambah kilang PPT Migas Cepu dengan

kapasitas terpasang sebesar 3,8 ribu barel per

hari dan kilang minyak swasta TWU sebesar

6.000 barel per hari dan kilang minyak TPPI

dengan kapasitas 100 ribu barel per hari.

Infrastruktur Kilang MinyakInfrastruktur Kilang Minyak

South China Sea

Pacific Ocean

PT. TPPIUP II Dumai UP VI BalonganPT. PATRA SK

UP II Sungai Pakning

UP V Balikpapan

UP III Plaju UP IV Cilacap UP VII KasimPUSDIKLAT CEPU

Gambar 2.17 Peta dan Lokasi Kilang Minyak Bumi


Infrastruktur Gas BumiInfrastruktur Gas Bumi

Peluang Investasi dalam Industri Migas

Kilang LPG

Untuk produksi LPG tahun 2010 diperkirakan adalah

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

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

didukung oleh adanya produksi LPG dari PT Badak

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

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

Berikut ini adalah profil produksi LPG dalam negeri selama

lima tahun terakhir.

Kilang LNG

Dengan beroperasinya kilang LNG BP Tangguh, produksi

LNG dalam negeri saat ini dipenuhi oleh 3 kilang LNG yaitu

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

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

mengalami penurunan dari tahun sebelumya yang mencapai

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

terakhir.

BADAN USAHA LOKASI TON/HARI MMTPA

LOKASI TON/HARI MMTPA

Dumai 185 0.068Musi 360 0.131Cilacap 630 0.230Balikpapan 250 0.091Balongan 1500 0.548

Mundu 100 0.037Tugu Barat 18 0.007Kaji 200 0.073Prabumulih 200 0.073Langkat 46.57 0.017Lembak 125 0.046Tambun 150 0.055Gresik 160 0.058Cilamaya 120 0.044Cemara 102.3 0.037

Bontang 2,740 1.000T. Santan 247 0.090Arar 38 0.014Jabung 1,315 0.480Belanak 1,151 0.420

Ujung Pangkah 247

BADAN USAHA

0.090

PT. Pertamina (Persero)PT. Pertamina (Persero)PT. Pertamina (Persero)PT. Pertamina (Persero)PT. Pertamina (Persero)LPG dari Kilang Gas Pola Hilir

LPG dari Kilang Minyak

PT. Pertamina (Persero)PT. Sumber Daya KelolaPT. Medco LPG KajiPT. Titis SampurnaPT. Maruta Bumi PrimaPT. Surya Esa PerkasaPT. Odira Energy PersadaPT. Media Karya SentosaPT. Yudhistira Haka PerkasaPT. Wahana InsannugrahaLPG dari Kilang Gas Pola HuluPT. Pertamina (Persero)ChevronPetrochinaPetrochinaConoco

Hess

TOTAL YANG BEROPERASI 9,884 3.608

Tabel 2.3 Daftar Kilang LPG yang Beroperasi

Tabel 2.4 Daftar Kilang LNG yang Beroperasi

PT. Arun NAD 35,197.83 12.85PT. Badak Bontang 59,274.78 21.64BP Tangguh Tangguh 20,817.39 7.6

TOTAL YANG BEROPERASI 115,290 42.09


Pengangkutan dan Penyimpanan

Usaha pengangkutan hilir migas selama ini meliputi

usaha pengangkutan BBM dan usaha pengangkutan gas

(LPG, gas pipa dan CNG).

Usaha penyimpanan BBM maupun gas (LPG, LNG) di

Indonesia telah melibatkan peran swasta dan badan usaha

milik negara dalam pembangunannya, guna mendukung

kecukupan suplai kebutuhan BBM maupun gas di tiap

wilayah.

Berdasarkan data Ditjen Migas tahun 2010, jumlah tangki

penyimpanan BBM darat milik Pertamina dan badan usaha

lain mencapai 1.611 tangki dengan total kapasitas 5,348 juta

kiloliter. Dari jumlah tersebut, 54% terkonsentrasi di Pulau

Jawa, Bali dan Nusa Tenggara.

Pengangkutan, Penyimpanan & NiagaPengangkutan, Penyimpanan & Niaga

Niaga

Kegiatan usaha niaga migas meliputi kegiatan impor

BBM, ekspor produk kilang maupun penjualan produk kilang

ke konsumen domestik. Kegaiatan tersebut bisa dilakukan

dalam bentuk usaha niaga dengan aset maupun tanpa aset

(trader). Bentuk usaha serupa juga dapat berlaku dalam

pengusahaan gas bumi yang terkait dengan kegiatan ekspor

LNG maupun impor LNG yang dilakukan oleh trader. Se-

dangkan penjualan gas bumi ke konsumen melalui pipa

maupun bejana khusus (dalam bentuk tabung) dapat dilaku-

kan oleh usaha niaga umum. Badan Usaha yang memiliki

izin usaha niaga dapat melakukan kegiatan pengangkutan

dan atau penyimpanan sebagai penunjang usaha niaganya

sepanjang tidak ada transaksi usaha pada rangakaian kegia-

tan usaha niaganya.

NAD228,861 KL

Kalbar7,000 KL

UPMS VI236,368 KL

UPMS VII224,140 KL

UPMS VIII282,544 KL

Riau & Kep. Riau93,981 KL

Kaltim9,073 KL

UPMS I848,214 KL

Sumut32,815 KL

Jakarta dan Banten458,198 KL

UPMS II205,509 KL

UPMS III1,235,850 KL

Jawa Tengah2,000 KL

UPMS IV467,470 KL

UPMS V660,575 KL

Jawa Timur75,471 KL

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


Sejak jaman dahulu, Indonesia telah menjadi salah satu

negara tujuan investasi di bidang minyak dan gas bumi yang

banyak diminati. Potensi kekayaan alam yang ada menjadi

daya tarik tersendiri bagi investor. Untuk menggairahkan iklim

investasi, Pemerintah Indonesia membuat kebijakan dan

strategi perencanaan energi yang tepat. Berbagai kemuda-

han dan insentif dikeluarkan agar dapat menarik investor lokal

maupun asing untuk menanamkan modalnya di usaha Hulu

Migas Indonesia.

Industri Migas adalah industri yang bersifat padat modal

dan melibatkan banyak sekali pekerjaan untuk penyediaan

barang maupun jasa. Pada kegiatan hulu, peluang bisnis

yang timbul adalah sebagai pelaku kontrak kerjasama

(kontaktor kontrak kerja sama) migas atau CBM (Coal Bed

Methane) baik untuk lapangan baru maupun lapangan

marginal/mature. Selain itu juga terbuka kesempatan untuk

turut mengembangkan lapangan yang sudah berproduksi

melalui teknologi pengangkatan buatan (EOR) atau turut serta

dalam pengelolaan sumur tua.

Di sektor Hilir, pluang bisnis muncul pada setiap kegiatan

usaha hilir yaitu pengolahan, pengangkutan, penyimpanan

dan niaga. Dengan melihat kebutuhan energi nasional yang

terus tumbuh tentu memerlukan prasarana baru untuk

memenuhinya seperti pembangunan kilang baru atau

upgrading, pembangunan pipa gas, sarana pengangkutan

dan penyimpanan sampai dengan penjualan melalui SPBU

(Stasiun Pengisian Bahan Bakar Umum) atau pengisian gas

yang sekarang ini marak.

central processing plant, offshore java

Peluang

Investasi Migas 3


Seperti telah disebut sebelumnya, Indone-

sia mempunyai 60 cekungan sedimen yang

berpotensi mengandung hidrokarbon. Dari 60

cekungan, 22 cekungan sedimen sama sekali

belum pernah dilakukan kegiatan pengeboran

eksplorasi. Ditinjau dari rasio penemuan

cadangan, Indonesia termasuk wilayah yang

cukup menjanjikan dibanding negara-negara di

Asia Tenggara, yaitu mencapai rata-rata sekitar

30%. Faktor keberhasilan (Success Ratio) dari

kegiatan eksplorasi, termasuk deliniasi

rata-rata mencapai 38%, sedangkan keberhasi-

lan untuk sumur taruhan (wild cat) rata-rata

lebih tinggi dari 10%.

Sebagian besar lokasi cekungan yang

menarik untuk pengembangan blok baru

tersebut terletak di kawasan Timur Indonesia

dan berlokasi di offshore. Diantara lokasi

cekungan sedimen tersebut adalah di sekitar

pulau Sulawesi Offshore, Nusa Tenggara

Offshore, Halmahera dan Maluku, serta Papua

Offshore. Disamping rasio penemuan yang

kompetitif, biaya penemuan (Finding Cost)

untuk cekungan di kawasan yang sebagian

besar berlokasi di offshore, juga relatif lebih

rendah dibandingkan dengan wilayah lain di

Asia Tenggara.

Dengan rata-rata biaya penemuan migas

yang rendah, berdampak pada resiko investasi

terutama untuk modal awal yang besar pada

lokasi offshore. Dengan kondisi-kondisi diatas,

Indonesia bisa dibilang sebagai wilayah yang

sangat menjanjikan bagi investasi migas.

Sampai dengan akhir tahun 2010 status

Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) berjum-

lah 246 KKKS.

Eksplorasi Blok

225 KKKS

Status KKKS akhir tahun 2009 :

terdiri dari 158 Eksplorasi,

17 PoD dan 50 Produksi

Wilayah Kerja (WK) CBM yang ada

7 WK ditandatangani tahun 2008

dan 13 WK pada tahun 2009.

20 buah

13

7 CBM Contracts signing in year 2008:

1) Sekayu 5) BaritoBanjarI

2) BentianBesar 6) BaritoBanjarII

3) IndragiriHulu 7) SangattaI

4) Kutai

8) OganKomering

9) SangattaII

10) Tabulako

3 CBM Contracts signing in Mei2009:

5 CBM Contracts signing in August 2009 :

11) TanjungEnim

12) OganKomeringII

13) PulangPisau

14) BaritoTapin

15) Kotabu

5 CBM Contracts signing in November2009 :

16) Batangasin

17) Muara Enim

18) Rengat

19) Sanga-Sanga

20) Barito

Gambar 3.1 Peta Wilayah Kerja Migas

Gambar 3.2 Peta Wilayah Kerja CBM


Lebih dari 90% lapangan eksisting di

Indonesia saat ini telah mengalami penurunan

rata-rata sebesar 12% per tahun. Untuk

memacu peningkatan produksi lapangan

eksisting bisa dilakukan dengan menggunakan

beragam teknologi pengeboran, seperti infill

drilling, work over, dan Enhance Oil Recovery

(EOR). Saat ini pemerintah dengan segala

kebijakan dan regulasinya, telah mendorong

kegiatan pengembangan lapangan eksisting

lewat mekanisme penawaran bagi hasil baru

maupun model insentif. Kondisi tersebut meru-

pakan peluang yang menarik bagi investor

dalam menanamkan modalnya untuk pengem-

bangan lapangan eksisting, salah satunya

melalui metode EOR atau pengurasan lanjut.

Lapangan Marginal

Lapangan minyak bumi status Marginal

saat ini sebanyak 52 lapangan. Pemerintah

menawarkan beberapa model insentif, dianta-

ranya adalah dengan bagi hasil secara khusus,

membebaskan DMO (DMO Holiday) serta

beberapa insentif lainnya untuk menggarap

lapangan marginal. Peluang investasi untuk

lapangan baru dengan status Marginal untuk

saat ini masih menarik kondisi pengembangan

lapangan yang kurang ekonomis bisa dihindari

karena penerapan beberapa insentif serta

kondisi harga minyak yang relatif tinggi.

Untuk mendorong pengembangan Lapa-

ngan Marginal, pemerintah c.q Menteri ESDM

mengeluarkan Permen ESDM No. 0008 Tahun

2005 tentang Insentif Pengembangan Lapa-

ngan Minyak Bumi Marginal. Berdasarkan

Permen MESDM No. 0008/2005 ini insentif

diberikan berupa pemberian tambahan

pengembalian biaya operasi sebesar 20% jika

rate of return yang diperoleh kontraktor lebih

kecil dari 15%.

Lapangan Brown Field

Hampir semua lapangan di Indonesia

sudah mengalami masa puncak produksi

tertinggi dan sekarang pada kondisi masa

penurunan dari produksi primary recovery.

Belakangan ini pemerintah telah berusaha

meningkatkan produksi minyak melalui pening-

katan recovery dari lapangan Brown Field.

Beberapa metode yang biasa dilakukan untuk

meningkatkan perolehan minyak pada

lapangan Brown Field diantaranya adalah

dengan metode work over dan stimulation

maupun infill drilling dengan mengunakan

sumur horisontal. Jumlah lapangan Brown

Field di Indonesia diperkirakan 255 lapangan

saat ini, dengan metode insentif dan pena-

waran kontrak baru dari pemerintah, pengem-

bangan lapangan ini tentu akan memberikan

peluang investasi di sektor Hulu Migas.

Lapangan Frontier

Saat ini terdapat 22 cekungan yang belum

dieksplorasi, di mana sebagian besar terletak

di daerah laut dalam. Beberapa lapangan

Minyak Bumi di daerah frontier juga belum

tergarap. Kegiatan eksplorasi dan eksploitasi

Pengembangan Lapangan Produksi

Drilling operation, Ciasem offshore



di daerah frontier dan laut dalam tentu membu-

tuhkan teknologi tinggi dan membutuhkan

dana yang besar.

Sedangkan untuk blok yang berada di

Indonesia Timur khususnya dan sebagian

daerah barat dengan kondisi serupa, di mana

tidak tersedia data sub surface yang memadai,

pemerintah memberikan kemudahan dengan

menerapkan model kontrak di mana kontraktor

tidak berkewajiban untuk menyampaikan

komitmen pasti berupa pemboran eksplorasi

pada 3 tahun pertama; dalam hal ini kontraktor

hanya diwajibkan melaksanakan survei

seismik, di mana kontraknya dibatasi maksimal

3 tahun. Apabila hasil survei seismik tidak

menemukan prospek yang siap di bor, maka

kontrak diakhiri.

Pengusahaan Sumur Tua

Selain kesempatan investasi di wilayah

kerja baru, peluang investasi juga terbuka

untuk mengusahakan dan memproduksikan

Minyak Bumi di lapangan-lapangan tua

(mature field) mengingat terms and

conditions-nya dibedakan dari kontrak bagi

hasil konvensional. Untuk pengusahaan dan

pemroduksian minyak di Sumur Tua, Pemerin-

tah c.q Menteri ESDM telah mengeluarkan

Peraturan Menteri ESDM No. 01 Tahun 2008

tentang Pedoman Pengusahaan Pertam-

bangan Minyak Bumi pada Sumur Tua.

Berdasarkan Permen MESDM No. 01/2008 ini

KUD, BUMD, Usaha Kecil atau Koperasi

berkesempatan mengusahakan dan mem-

produksikan minyak di Sumur Tua bekerja

sama dengan Kontraktor KKS dengan me-

kanisme imbal hasil.

Farm In - Farm Out

Dalam penawaran wilayah kerja, dikenal

istilah Farm In - Farm Out, yaitu pengalihan

interest dari pemegang wilayah kerja yang ada

ke perusahaan lain atau bentuk konsorsium.

Beberapa investor lebih menyukai metode

Farm In maupun membeli melalui participating

interest dari suatu wilayah kerja yang jelas

sudah berproduksi, dengan alasan masalah

resiko investasi yang lebih rendah dan

prosesnya yang lebih cepat. Pada tahun 2010,

proses pengalihan interest mencapai 33 kasus

yang telah disetujui pemerintah.

Pengembangan Lapangan Produksi



Wilayah Kerja Gas Metana Batubara/Coal

Bed Methane (CBM) adalah daerah tertentu

yang diberikan kepada Badan Usaha atau

Bentuk Usaha Tetap di dalam Wilayah Hukum

Pertambangan Indonesia untuk melaksanakan

Pengusahaan Gas Metana Batubara.

Wilayah Kerja Gas Metana Batubara

berasal dari :

1. Wilayah Terbuka Gas Metana Batubara

(sepenuhnya)

2. Wilayah Kerja yang tersedia (tidak ada

peminat/pemenang pada proses tender

sebelumnya)

3. Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi

4. Wilayah Pertambangan Batubara

(PKP2B/KP Batubara)

5. Wilayah Tumpang Tindih antara Wilayah

Kerja Minyak dan Gas Bumi dan Wilayah

Kerja Pertambangan Batubara.

Berdasarkan Permen ESDM No. 036 Tahun

2008 Kontraktor Migas yang telah memenuhi

komitmen pasti 3 tahun pertama masa eksplo-

rasi di Wilayah Kerja Migas dan Kontraktor

PKP2B/Pemegang KP Batubara yang telah

melakukan kegiatan eksploitasi batubara

paling sedikit 3 tahun di Wilayah PKP2B atau

Wilayah KP Batubara diberi kesempatan

pertama untuk mengajukan Penawaran Lang-

sung melalui Evaluasi Bersama.

Sedangkan pada wilayah tumpang tindih

antara Wilayah kerja Migas dan Wilayah

PKP2B/KP Batubara, Kontraktor Migas diberi-

kan kesempatan pertama untuk mengajukan

usulan Penawaran Langsung melalui Evaluasi

Bersama.

Prosedur penawaran semua Wilayah Kerja

CBM, baik untuk Evaluasi Bersama maupun

Studi Bersama melalui proses lelang. Badan

Usaha/Bentuk Usaha Tetap yang telah melaku-

kan Evaluasi Bersama maupun Studi Bersama

hanya mempunyai hak untuk minimal meny-

amakan terhadap penawaran tertinggi (right to

match).

Pengusahaan CBM

Deepseaice Drill Rig, Bintumi



Kilang BBM

Kebutuhan BBM dalam negeri saat ini

sekitar 37% dipenuhi dari impor. Dengan

meningkatnya kebutuhan BBM dari tahun ke

tahun, ketergantungan Indonesia terhadap

impor BBM diperkirakan akan semakin mening-

kat. Melihat kondisi yang ada, pemerintah

mendorong adanya pembangunan kilang

minyak baru untuk meningkatkan kehandalan

penyediaan BBM dari dalam negeri.

Ada beberapa rencana pembangunan

kilang minyak baru maupun rencana revitalisasi

kilang minyak yang telah ada. Program Revital-

isasi Kilang Minyak ini diluncurkan oleh

Pertamina pada tahun 2008 untuk mengejar

secara cepat kebutuhan tambahan kapasitas

penyediaan BBM yang saat ini sepertiganya

masih diimpor.

Dengan adanya rencana-rencana pem-

bangunan kilang tersebut, maka kebutuhan

BBM ke depan dapat diproyeksikan

sebagaimana Gambar 3.4.

Peran investor sangat diperlukan dalam

pembangunan kilang BBM, mengingat

teknologi dan biaya pembangunan yang relatif

mahal.

Kebutuhan BBM danRencana Pembangunan Kilang Baru

Nama Proyek Kapasitas (MBSD) Tahun Operasi

Kilang Banten tahap I 150 2014

Balongan Refinery II 200 2016

Tuban Jatim 200 2015

Tabel 3.1 Pembangunan Kilang Baru

Nama ProyekKapasitas

(MBSD)

Tahun

Operasi

UpgradingKilang Minyak Cilacap 20 2013

Refurbisment Kilang Plaju (perbaikan unit FCC)

14,5 2013

Revamping Kilang Minyak Dumai Up to 200 2014

Upgrading Kilang Minyak Balikpapan 40 2015

Tabel 3.2 Revitalisasi Kilang Minyak

Gambar 3.4 Proyeksi Kebutuhan BBM

2000

0

300,000

600,000

900,000

1,200,000

1,500,000

1,800,000

2,100,000

2005 2010 2015 2020

Volume (bbl/hari)

Konsumsi Produksi DN Suplai BBM BBN

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

MUBAKAPASITAS: 0,8 MBSD

PRIVATE, UNDER CONSTRUCTION

PLANNING

TAMBAHAN KAPASITAS 550,8 MBSD

BANTEN IKAPASITAS: 150 MBSD

BALONGAN IIKAPASITAS: 200 MBSD

TUBANKAPASITAS: 200 MBSD

Gambar 3.3 Rencana Pembangunan Kilang Minyak


Kilang LPG

Sejak diberlakukannya UU Migas, kesempatan berbisnis

LPG terbuka lebar. Ini karena pihak-pihak selain Pertamina

berkesempatan memasuki bisnis LPG. Kesempatan ini pun

direspon positif oleh para pelaku usaha. Ini terlihat dari

adanya LPG yang dipasarkan dengan merk-merk seperti Blue

Gas dan My Gas selain merk Pertamina sendiri.

LPG dapat dihasilkan dari kilang minyak maupun kilang

gas. Kilang LPG yang berbahan baku gas bumi ada yang

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

umumnya dimiliki oleh Kontraktor Kontrak Kerja Sama

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

Usaha yang telah memperoleh izin usaha pengolahan gas

bumi yang diterbitkan oleh pemerintah.

Peluang usaha LPG sendiri kedepan semakin prospek

mengingat adanya kebijakan konversi minyak tanah ke LPG.

Dengan kebijakan ini diperkirakan pasar LPG dalam negeri

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

juta MT/th pada tahun 2012.

Pada tahun 2009 beberapa kilang LPG mulai beroperasi

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

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

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

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

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

Indonesia (Tuban, 22 MTPA) direncanakan mulai beroperasi

pada tahun 2010 dan pada tahun 2011 ada penambahan 131

MTPA lagi dari PT. Tuban LPG Indonesia.

Kilang LNG

Kilang LNG sekarang ini ada tiga lokasi, yaitu Arun,

Bontang dan Tangguh. Dikarenakan kebutuhan dan

penemuan lapangan gas yang relatif besar, maka untuk

masa-masa mendatang pemerintah merencanakan penam-

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

selain optimasi di kilang eksisting. Peluang untuk investasi

pengembangan maupun pembangunan kilang LNG masih

terbuka luas saat ini, mengingat di masa depan kebutuhan

akan bahan bakar gas semakin besar dan diprioritaskan.

Sama halnya dengan kilang LPG, kilang LNG ada yang

mengikuti pola hulu dan ada pula yang mengikuti pola hilir.

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

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

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

Sedangkan yang termasuk kilang LNG pola hilir adalah milik

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

tahun 2014 rencananya akan dibangun kilang LNG dengan

kapasitas 335 MMSCFD. Pembangunan kilang LNG ini

melengkapi kebutuhan infrastruktur untuk memenuhi paso-

kan gas alam cair di Jawa dan Sumatera dimana pemerintah

akan membangun tiga terminal penampungan gas alam cair

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

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

kan mulai beroperasi pada akhir tahun 2011.

Terminal penampungan terapung itu akan dimanfaatkan

untuk menampung pasokan LNG dari Blok Tangguh dan Blok

Mahakam Kalimantan serta LNG dari lokasi lain seperti Qatar.

Kebutuhan BBM danRencana Pembangunan Kilang Baru

2005

0

2010 2015 2020

MPTA

Production

Import

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

PELUANG BISNIS LPG

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

CONTRACTED DOMESTIC

CONTRACTED EXPORT

COMMITED DOMESTIC

POTENTIAL DOMESTIC

POTENTIAL DOMESTIC

POTENTIAL EXPORT

0

14,000

MMSCFD

12,000

10,000

8,000

6,000

4,000

2,000

Gambar 3.5 LPG Supply - Demand Gambar 3.6 Gas Supply - Demand (2007 - 2015)


Pengangkutan dan Penyimpanan Migas

Dengan semakin terbatasnya keleluasaan

pasokan BBM ke SPBU-SPBU di Jawa yang

padat penduduk maka diperlukan sarana

transportasi yang aman dan mampu

mengangkut BBM dalam jumlah besar dan

sebagai mata rantai dalam pendistribusian

BBM, ketersediaan infrastruktur penyimpanan

juga sangat penting. Terlebih mengingat

kondisi geografis Indonesia yang kepulauan.

Mengingat infrastruktur penyimpanan yang

ada saat ini masih terkonsentrasi di Pulau Jawa

(48%), maka sangat perlu dikembangkan

penyimpanan BBM di luar pulau Jawa yang

disesuaikan dengan tingkat konsumsi

masing-masing daerah untuk mendukung

kelancaran pendistribusian BBM. Hal ini mem-

berikan peluang bagi badan usaha dalam

usaha penyimpanan BBM khususnya bagi

daerah-daerah di luar Pulau Jawa.

Selain fasilitas penyimpanan untuk BBM,

fasilitas penyimpanan untuk minyak mentah

juga diperlukan mengingat besarnya impor

minyak mentah domestik. Sebagian besar

impor berasal dari Timur Tengah untuk kebutu-

han kilang Cilacap.

Niaga Migas

Untuk mengantisipasi kebutuhan BBM

dalam negeri yang meningkat, perlu diadakan

fasilitas pendukung yang memadai. Untuk itu

di beberapa tempat dibangun transit terminal

baru, pemeliharaan dan pembangunan sarana

lainnya seperti Depot Pengisian Pesawat

Udara (DPPU) dan Stasiun Pengisian Bahan

Bakar (SPBU) melalui pola swastanisasi.

Bisnis SPBU di Indonesia memiliki prospek

yang cerah. Saat ini jumlah SPBU di Indonesia

hanya sekitar 3.547 SPBU, dimana 3.515 buah

dimiliki oleh PT. Pertamina dan sisanya dimiliki

oleh Badan Usaha Swasta. Besaran konsumsi

BBM untuk transportasi pada kisaran 30an juta

kl/th. Dengan jumlah SPBU seperti di atas,

maka rata-rata penjualan setiap SPBU pada

2010 berada pada kisaran 21 kl/hari.

Nilai ini masih cukup menarik bila ditinjau

dari margin BBM jenis Premium dan Solar

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

Karena dengan nilai investasi awal di luar tanah

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

investasi dapat kembali dalam jangka 7 tahun.

Dengan meningkatnya jumlah kendaraan

bermotor serta berubahnya komposisi jenis

kendaraan (saat ini didominasi oleh sepeda

motor), maka peluang membangun SPBU baru

juga terbuka.

Pengangkutan,Penyimpanan & Niaga

Fasilitas Pengangkutan dan Niaga


Dengan meningkatnya kegiatan usaha

Minyak dan Gas Bumi membawa dampak

terhadap kegiatan usaha penunjang migas

dengan memaksimalkan potensi nasional.

Peluang bisnis bagi usaha penunjang migas

berkaitan dengan usaha-usaha pencarian

cadangan migas, peningkatan produksi migas

dibidang usaha hulu migas dan usaha-usaha

peningkatan pelayanan melalui pengem-

bangan jenis dan kapasitas fasilitas penyaluran

produk migas di bidang usaha hilir migas.

Peranan Usaha penunjang meliputi Jasa

Konstruksi atau Non Konstruksi dan Industri

penunjang (material, peralatan dan pemanfaat

migas). Untuk Jasa Konstruksi terutama

dibutuhkan dalam pembangunan platform

mengingat kedepannya eksplorasi mengarah

ke laut. Sedangkan Jasa Non Konstruksi

banyak dibutuhkan mulai dari jasa survei

seismik sampai dengan pelatihan.

Industri Penunjang juga sangat dibutuhkan

dalam menunjang efektifitas eksplorasi dan

eksploitasi. Industri pipa, casing dan tubing,

Wellhead, dan bahan kimia merupakan produk

unggulan dan terbesar yang dibutuhkan oleh

sektor hulu.

Peluang InvestasiUsaha Penunjang Migas

Gambar 3.7 Nilai Investasi Hulu Migas

2011 2012 2013 2014MBOPD (Minyak) 970 990 1 1.01 4.935

MMSCFD (Gas) 8.915 8.926 8.646 9.144 44.552

Investasi

(BUMN)

Investasi

(SWASTA)

Unit/Lokasi - - 1 1 3

Barel/hari - - 62 150 337

Investasi

(BUMN)

Investasi

(SWASTA)

Unit/Lokasi - - - - 2 lokasi

KL - - - - 35

Investasi

(SWASTA)

Unit/Lokasi 2 kilang 3 kilang - - 4 kilang

(Ton/hari) 650 868 - - 1.268

Investasi

(APBN)

Investasi

(BUMN)

Investasi

(SWASTA)

Unit/Lokasi 1

(Ton/tahun) 800 800

(BPD) 3

(Ton/hari) 54

Investasi (SWASTA) 148,03 199,67

Unit/Lokasi 3 lokasi 1 lokasi 1 lokasi 5

(MMSCFD) 774 400 500 1.674

Investasi (BUMN) 182 204 387

Investasi

(SWASTA)

Unit 1 1

(MMSCFD) 335 335

Investasi

(BUMN)

Ruas 2 1 2 2 7

Km 85 200 516 675 1.476

Investasi 48 135 499 389 1.071

Unit/Lokasi 2 Lokasi 1 lokasi - - 9

Km 60 218,8 - - 472

Investasi (BUMN) 100 100 300

Investasi (SWASTA) 160,95 129,78 86,96 65,22 588,26

Unit/Lokasi 4 4 4 4 20

SR 16 16 16 16 80

Investasi

(APBN)

Unit/Lokasi 1 lokasi 1 lokasi 1 1 5

MMSCFD 1 1 1 2 5

Investasi

(SWASTA)

Unit/Lokasi - - - - 1

M.Ton/Hari - - - - 5

Investasi

(SWASTA)

Kota 1 1 1 - 3

Unit 7 7 7 - 21

Investasi

(APBN)

NO PROYEKKAPASITAS &

INVESTASI (US$ JUTA)

TAHUNTOTAL

1 Produksi Minyak dan Gas

Bumi

402 0 106 1.427 2.449

2.915 3.92 3.97 5.93 19.605

0 1.859

- - - 4.4 4.4

2 Kilang minyak

0 0 1.438

- 10,16

6 Kilang LPG

13,44 13,44 13,44 40,32

3 Tangki BBM

- - -

- - 187,86

188 - - - 188

7 Kilang Hasil Olahan

8 LNG Receiving Terminal

348,2

95,61 28,72

2.809 2.809

10 Jaringan Transmisi Gas

11 Pipa Distribusi

555 698,5 1601,7

9 Kilang LNG

31,7 143,9

13 CNG (Mother Station)

8,69 1,61 1,61 3,18 20,58

12 Pipa Gas Untuk Rumah

Tangga

29,6 27,4 29,6

- 1,5

15 Pemanfaatan Gas Untuk

Angkutan Umum

(Pembangunan SPBG) 10,83 12,28 15,81 - 38,92

14 LPG (Depo dan Filling Plant)

- - -

Tabel 3.3 Proyek Infrastruktur Bidang Migasi 2011 - 2014

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

Juta US$

Total

Produksi

Pengembangan

Eksplorasi

5.867,62

3.799,49

1.400,50

667,64

8.167,00

5.298,38

1.893,15

975,46

8.523,90

5.405,50

2.069,43

1.048,97

10.737,00

6.954,46

2.318,15

1.464,39

12.096,00

7.374,22

2.819,99

1.901,79

11.344,71 12.454,48

6.895,98 7.195,44

2.880,92 2.924,14

1.567,81 2.334,90

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010


Peluang investasi di bidang penyediaan

infrastruktur gas bumi tidak kalah menariknya.

Salah satu infrastruktur yang sangat diperlukan

adalah jaringan pipa gas. Ketersediaan

jaringan pipa gas sangat diperlukan untuk

menunjang proses transmisi dan distribusi Gas

Bumi. Master Plan Jaringan Transmisi dan

Distribusi Gas Bumi Nasional seperti terlihat

pada gambar 4.9.

Sasaran pemerintah dalam jangka pendek

(2009) untuk jaringan transmisi dan distribusi,

termasuk juga jaringan gas kota adalah

penyempurnaan dan pemutahiran Rencana

Induk Jaringan Transmisi dan Wilayah Distri-

busi Gas Bumi Nasional dengan mengacu

pada ketersediaan pasokan dan kebutuhan

pasar yang terintegrasi. Selain mengintegrasi-

kan Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas

Bumi sesuai dengan Rencana Induk Jaringan

Transmisi dan Distribusi Gas Bumi Nasional,

pemerintah juga merencanakan tersedianya

jaringan gas kota. Dalam jangka menengah

(2018), target pemerintah adalah terwujudnya

pembangunan Jaringan Transmisi dan Distri-

busi (termasuk jaringan gas kota) sepanjang

7.558,3 km dan 2.733,15 km seperti terlihat

pada tabel 4.8 berikut.

Sedangkan untuk jangka panjang (2025),

diharapkan pembangunan jaringan Transmisi

dan Distribusi sepanjang 15.166,6 km dan

5.466,3 km dapat terwujud.

Rencana IndukPipa Transmisi/Distribusi

Kategori Jaringan Pipa

No Pulau Transmisi

(Km)

Distribusi

(Km)

1 Sumatera 1.661,3 843

2 Jawa 1.654 1.244,15

3 Kalimantan 1.975 302

4 Sulawesi 854 100

5 Natuna Timur 1.414 -

6

Maluku & Papua -

244

Total 7.558,3 2.773,15

Tabel 3.4 Master Plan Jaringan Pipa Transmisi dan Distribusi Tahun 2018

Gambar 3.8 Rencana Induk Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas Bumi Nasional


Untuk memudahkan pelayanan Investasi, Ditjen Migas

telah membuka ”Investment Center” atau Pelayanan Investasi

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

Kav. B-5 Jakarta Selatan.

Di ruang pelayanan investasi ini telah disediakan pela

yanan perizinan baik untuk hulu, hilir maupun penunjang.

Juga disediakan formulir dan persyaratan yang harus

dipenuhi.

Daftar perizinan yang bisa dilayani pada Ruang Investasi

antara lain :

Hulu

- Penggarapan Sumur Tua

- Farm in – Farm Out

- Persetujuan Joint Study

- Survei Umum

- Perpanjangan Masa Eksplorasi

- Rekomendasi POD I

- Persetujuan Joint Evaluation/ Joint Study CBM

Hilir

- Izin Usaha Pengolahan

- Izin Usaha Pengangkutan

- Izin Usaha Penyimpanan

- Izin Usaha Niaga Terbatas Terbatas

- Izin Usaha Niaga BBN (Biofuel)

Keteknikan dan Lingkungan :

- Sertifikasi Nomor Pelumas Terdaftar (NPT)

- Izin Penggelaran Pipa Penyalur untuk Laut

- Surat Izin Laik Operasi (SILO)

- Izin Penggunaan/Operasi Tangki Penimbun

- Rekomendasi Teknis AMDAL

- Surat Keterangan Terdaftar (SKT)

Pembinaan Program :

- Surat Kemampuan Usaha Penunjang (SKUP)

- Verifikasi Tingkat Komponen Dalam Negeri (TKDN)

- Rekomendasi untuk Rencana Penggunaan Tenaga Kerja

Asing (RPTKA)

- Rekomendasi untuk ijin mempekerjakan Tenaga Kerja

Asing (IMTA)

- Rekomendasi Rencana Impor dan penyelesaian Barang

yang dipergunakan untuk Operasi Kegiatan Hulu Migas.

Demi peningkatan pelayanan dalam proses perijinan di

lingkup usaha industri migas, Ditjen Migas telah mengeluar-

kan prosedur perijinan baru. Sistem yang digunakan dalam

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

dengan antrian melalui loket Pelayanan Investasi Migas Direk-

torat Jenderal Minyak dan Gas Bumi. Loket pelayanan dibuka

setiap hari kerja pada pukul 09.00 - 15.00 WIB.

Prosedur dan Tata Cara

Investasi Migas

Ruang Pelayanan Investasi Migas Terpadu

5Prosedur dan Tata CaraInvestasi Migas 4


Berdasarkan Peraturan Menteri Energi dan Sumber

Daya Mineral Nomor 035 Tahun 2008, penawaran

dilakukan melalui:

• Lelang (Reguler Tender)

Wilayah kerja secara berkala, disiapkan oleh Departe-

men Energi dan Sumber Daya Mineral cq. Direktorat

Jenderal Minyak dan Gas Bumi.

• Penawaran Langsung (Direct Proposal Tender)

Badan Usaha/Bentuk Usaha Tetap (BU/BUT) mengaju-

kan usulan Wilayah Kerja kepada Departemen Energi

dan Sumber Daya Mineral. Usulan itu ditindaklanjuti

dengan studi bersama (joint study) di wilayah terbuka.

Sedangkan evaluasi bersama (joint evaluation)

dilaksanakan di Wilayah Kerja Migas dan pertam-

bangan batubara. Badan Usaha/Bentuk Usaha Tetap

yang telah mengajukan joint study/joint evaluation

mendapatkan hak right to match yaitu perubahan

penawaran apabila terdapat BU/BUT yang mengaju-

kan penawaran lebih tinggi atas lelang yang telah

dilakukan.

Prinsip first come first serve merupakan meka-

nisme penawaran langsung. Usulan Wilayah Kerja

dapat berasal dari wilayah terbuka atau wilayah kerja

yang belum ada peminatnya (available block).

Dalam jangka waktu 14 hari kerja tidak terdapat

BU/BUT lain yang berminat atau tumpang tindih lebih

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

Wilayah kerja akan ditenderkan setelah dinilai layak

oleh Tim Penilai dan diberikan First Right of Refusal.

Investasi Kegiatan Usaha Hulu Migas

Gambar 4.1 Prosedur Penawaran Wilayah Kerja Migas dan Gas Metana Batubara

PREPARATION AND DESIGNING OF WORKING AREA

GEOLOGY DATA •DATA OF SPECULATIVE SURVEY •MARKET DEMAND

•NEW DISCOVERY

DATA EVALUATION ANDINTERPRETATION

INVESTOR’S PROPOSAL

EVALUATION BY COMMITTEE

JOINT STUDY(MIGAS + INVESTOR)

EVALUATION OF THE RESULTOF JOINT STUDY

••

•

DETERMINATION OF THE WINNING BIDDER

CONTRACT SIGNING

TENDER EVALUATION BY COMMITTEE

SUBMISSION OF THE PARTICIPATING DOCUMENTS

WORKING AREAS DETERMINED

DESIGNING BLOCKS :

BOUNDARIES OF WORKING AREATERM & CONDT. OF COORPERATION CONTRACTBID DOCUMENTS

45 days : Direct Proposal

AND ECONOMIC EVALUATION

DIRECT PROPOSAL

TENDER PROCESS

REGULAR TENDER

•EVALUATION OF REGIONAL THE RESULT OF TECHNICAL

ANNOUNCEMENT / TENDER

120 days : Regular Tender


Menurut Pasal 5 Peraturan Menteri ESDM

No.0007 Tahun 2005, secara umum persyara-

tan pengajuan Izin Usaha Kegiatan Usaha Hilir

Migas mencakup hal-hal sebagai berikut:

Persyaratan administrasi :

1. Akte Pendirian Perusahaan dan perubahan

yang telah mendapatkan pengesahan dari

instansi yang berwenang;

2. Profil perusahaan (Company Profile);

3. Nomor Pokok Wajib Pajak (NPWP);

4. Surat Tanda Daftar Perusahaan (TDP);

5. Surat Keterangan Domisili Perusahaan;

6. Surat pernyataan tertulis di atas materai

kesanggupan memenuhi aspek keselama-

tan operasi, kesehatan kerja dan pengelo-

laan lingkungan hidup serta pengembangan

masyarakat setempat;


kesanggupan memenuhi ketentuan peratu-

ran perundang-undangan yang berlaku;

8. Persetujuan prinsip dari Pemerintah Daerah

mengenai lokasi untuk pembangunan

fasilitas dan sarana (tidak berlaku bagi

permohonan Izin Usaha Niaga Terbatas

(trading));


kesediaan dilakukan inspeksi lapangan.

Persyaratan teknis :

1. Studi Kelayakan Pendahuluan (Preliminary

feasibility Study);

2. Kesepakatan jaminan dukungan pendanaan

atau surat jaminan dukungan pendanaan

lainnya;

3. Rencana sarana pengelolaan limbah;

4. Rencana studi lingkungan.

Selain persyaratan teknis ini, Pasal 10

Permen No.0007 Tahun 2005 menjelaskan

persyaratan teknis lainnya, yakni bahwa Fasili-

tas dan sarana pengolahan, pengangkutan,

penyimpanan dan niaga minyak dan gas bumi

hanya dapat dioperasikan setelah mendapat

Surat Kelayakan Penggunaan Instalasi (SKPI),

Surat Kelayakan Penggunaan Peralatan

(SKPP) Ditjen Migas dan dilakukan uji coba

produksi (commissioning test) oleh Ditjen

Migas.

Investasi Kegiatan Usaha Hilir Migas

Gambar 4.2 Prosedur Perizinan di Kegiatan Usaha Hilir

BADAN USAHA

MENTERI

IJIN

ESDM

SEMENTARA

FASILITAS DANINFRASTRUKTUR

IJIN PERMANEN

IJIN SEMENTARA

46 Peluang Investasi Sektor ESDM - Listrik


PELUANG INVESTASI SUB SEKTOR

KETENAGALISTRIKAN



T

PENDAHULUAN1

atar Belakang L1.1.

enaga listrik merupakan salah satu kebutuhan vital dalam meningkatkan kualitas hidup manusia. Tenaga listrik menjadi penunjang kegiatan masyarakat baik dalam upaya untuk meningkatkan kemakmuran rakyat,

mendorong pembangunan ekonomi maupun dalam kehidupan kita sehari-hari. Oleh karena itu, pemerintah selalu memprioritaskan pemenuhan kebutuhan tenaga listrik untuk mendukung pembangunan nasional.

Kebijakan pemerintah untuk pembangunan sektor ketenagalistrikan diwujudkan dalam berbagai program kelistrikan dan program listrik perdesaan yang dilakukan oleh instansi pemerintah, seperti perusahaan listrik negara. Pembangunan sarana penyediaan tenaga listrik tersebut dilakukan dengan mempertimbangkan berbagai aspek, terutama aspek sosial dan ekonomi. Persiapan perencanaan pembangunan juga harus memperhatikan kelayakan dari berbagai aspek serta dampak pembangunan yang lain. Program-program pembangunan tersebut membutuhkan sumber daya yang cukup besar dalam bentuk pendanaan dan usaha-usaha yang lain.

Pada dasarnya pembangunan sektor ketenagalistrikan di Indonesia masih sangat tergantung pada upaya pemerintah dalam penyediaan aspek pendanaan. Berbagai kebijakan penting telah ditempuh oleh Pemerintah yang mencakup kebijakan yang secara langsung untuk merespon kondisi krisis ekonomi. Kebijakan pendanaan tersebut merupakan langkah lebih lanjut dari keputusan untuk melakukan investasi pembangunan. Sementara di sisi lain, kemampuan pemerintah untuk mengalokasikan dana pembangunan sektor ketenagalistrikan juga sangat terbatas, sehingga langkah pendanaan melalui APBN sangat sulit diharapkan. Bahkan pendanaan yang sedang dalam proses juga akan mengalami berbagai macam kendala dalam pelaksanaannya. Untuk itu,

pemerintah perlu melaksanakan upaya-upaya untuk mendapatkan dana pembangunan yang diharapkan, baik bersumber dari dalam negeri maupun pinjaman luar negeri, sehingga dapat diperoleh harga listrik yang murah bagi masyarakat.

Kebijakan pendanaan atau investasi yang dikeluarkan pemerintah seyogyanya dapat memberikan informasi yang jelas kepada semua pihak agar calon investor swasta dapat memperoleh kesempatan pertama untuk ikut berpartisipasi dan bersaing secara sehat dengan para kompetitornya. Semakin awal kelengkapan data investasi tersebut disosialisasikan kepada para calon investor untuk memberikan informasi yang simetris kepada semua pihak, maka kelayakan proyek atau penawaran investasi yang diperoleh dari calon investor akan menjadi lebih menarik.

49Peluang Investasi Sektor ESDM - Listrik

Untuk mengatasi kebutuhan tenaga listrik yang terus meningkat, maka pemerintah membuka kesempatan kepada semua pihak, termasuk pemerintah daerah dan swasta, untuk berpartisipasi dalam pembangunan sektor ketenagalistrikan. Kebijakan tersebut didasarkan pada Undang-undang Nomor 30 Tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan, serta didukung oleh Undang-Undang Nomor 33 Tahun 2004 tentang Pemerintah Daerah dan Undang-Undang Nomor 34 Tahun 2004 tentang Perimbangan Keuangan antara Pemerintah Pusat dan Daerah. Mengingat bahwa pengembangan ketenagalistrikan merupakan bagian yang terpadu dari pembangunan nasional, sehingga perlu diusahakan secara serasi, selaras dan serempak dengan tahapan pembangunan nasional.

Dalam melakukan usaha penyediaan tenaga listrik, baik untuk kepentingan umum maupun untuk kepentingan sendiri diatur berdasarkan Undang-undang Nomor 30 Tahun 2009, pelaku Usaha Penyediaan Tenaga Listrik Untuk Kepentingan Umum (UKU) yaitu:• PemerintahdanpemdamelaluiBUMNdanBUMD

melaksanakan UKU.• Badan usaha swasta, koperasi, dan swadaya

masyarakat dapat berpartisipasi dalam UKU. • BUMNdiberiprioritaspertama.• UKUdilakukanberdasarkanIzinUsahaPenyediaan

Tenaga Listrik yang dikeluarkan oleh Pemerintah atau pemda.

Sedangkan jenis Usaha Penyediaan Tenaga Listrik Untuk Kepentingan Umum (UKU) adalah:1. pembangkitan tenaga listrik;2. transmisi tenaga listrik;3. distribusi tenaga listrik; dan/atau4. penjualan tenaga listrik.

Selain jenis usaha seperti tersebut diatas terdapat usaha penunjang yang terdiri dari usaha penunjang itu sendiri dan usaha industri penunjang.

Usaha penunjang terdiri dari:1. konsultansi dalam bidang instalasi penyediaan

tenaga listrik;2. pembangunan dan pemasangan instalasi

penyediaan tenaga listrik;3. pemeriksaan dan pengujian instalasi tenaga listrik;4. pengoperasian instalasi tenaga listrik; 5. pemeliharaan instalasi tenaga listrik;6. penelitian dan pengembangan;7. pendidikan dan pelatihan; 8. laboratorium pengujian peralatan dan pemanfaat

tenaga listrik; 9. sertifikasiperalatandanpemanfaattenagalistrik;10. ser t i f i kas i kompetens i tenaga tekn ik

ketenagalistrikan; atau 11. usaha jasa lain yang secara langsung berkaitan

dengan penyediaan tenaga listrik.

Sedangkan usaha industri penunjang, terdiri dari:1. usaha industri peralatan tenaga listrik; dan/atau2. usaha industri pemanfaat tenaga listrik.

Peraturan Pemerintah (PP)

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

andasan HukumL

1.2.


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

2. Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 merupakan perubahan dari Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989, dibuat setelah dibatalkannya Undang-Undang nomor 20 Tahun 2002 tentang Ketenagalistrikan dan diberlakukannya Undang-undang Nomor 32 Tahun 2004 tentang Pemerintahan Daerah, yang menandai dimulainya era penyelenggaraan otonomi daerah. Sehubungan dengan perubahan sistem penyelenggaraan urusan pemerintahan tersebut, maka untuk mewujudkan pelaksanaan kebijakan otonomi daerah dalam penyediaan dan pemanfaatan tenaga listrik diatur pembagian kewenangan antara Pemerintah Pusat dan Pemerintah Daerah dalam hal perizinan, perencanaan dan pengawasan di bidang ketenagalistrikan untuk meningkatkan partisipasi koperasi, badan usaha milik daerah, swasta maupun swadaya masyarakat dan perorangan dalam penyediaan tenaga listrik.

Dengan diterbitkannya Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik tersebut memberikan iklim usaha yang lebih kondusif dalam investasi penyediaan tenaga listrik setelah dibatalkannya Undang-undang Nomor 20 Tahun 2002 tentang Ketenagalistrikan oleh Mahkamah Konstitusi pada bulan Desember 2004.

3. Peraturan Pemerintah Nomor 26 Tahun 2006 merupakan perubahan kedua dari Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989. Peraturan tersebut diterbitkan guna mendorong percepatan diversifikasienergiuntukpembangkitan tenagalistrik serta untuk meningkatkan investasi swasta dalam usaha penyediaan tenaga listrik. Subsitusi penggunaan bahan bakar minyak ke bahan bakar non-minyak, khususnya batubara ditujukan untuk menurunkan biaya produksi tenaga listrik, oleh karena itu diberikan kemudahan dalam proses pembelian tenaga listrik yang

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

Peraturan Menteri (PERMEN)

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

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

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

Landasan Hukum


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

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

5. Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 05 Tahun 2009 tentang Pedoman Harga Pembelian Tenaga Listrik oleh PT PLN (Persero) dari Koperasi atau Badan Usaha Lain. Peraturan Menteri ini menyempurnakan ketentuan harga pembelian tenaga listrik yang telah ditetapkan dalam beberapa Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral, mengingat sudah tidak sesuai lagi dengan dinamika perkembangan ekonomi dan industri. Beberapa ketentuan yang dinyatakan tidak berlaku lagi yaitu:• Ketentuan pasal 14 Keputusan Menteri Energi

dan Sumber Daya Mineral Nomor 1122K/20/MEM/2002 tanggal 12 Juni 2002 tentang Pedoman Pengusahaan Pembangkit Tenaga Listrik Skala Kecil Tersebar;

• Ketentuan Pasal 3 Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 002 Tahun 2002 tanggal 18 Januari 2006 tentang Pengusahaan Pembangkit Listrik Tenaga Energi Baru Terbarukan Skala Menengah;

• Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 044 Tahun 2006 tanggal 18 Juli 2006 tentang Pembelian Tenaga Listrik DalamRangkaPercepatanDiversifikasiEnergiUntuk Pembangkit Tenaga Listrik Ke Batubara Melalui Pemilihan Langsung;

• Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 14 Tahun 2008 tanggal 9 Mei 2008 tentang Harga Patokan Penjualan Tenaga Listrik Dari Pembangkit Listrik Tenaga

Panas Bumi; dan• Peraturan Menteri Energi dan Sumber

Daya Mineral Nomor 269-12/26/600.3/2008 tanggal 9 Juni2008 tentang Biaya Pokok Penyediaan (BPP) Tenaga Listrik Tahun 2008 Yang Disediakan Oleh Perusahaan Perseroan (Persero) PT Perusahaan Listrik Negara.

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

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

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

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

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


ukungan KebijakanD1.3.

A. Kebijakan Penyelenggaraan Usaha Penyediaan Tenaga Listrik

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

B. Kebijakan Pemanfaatan Energi Primer

Kebijakan pemanfaatan energi primer untuk pembangkit tenaga listrik ditujukan agar pasokan energi primer tersebut dapat terjamin. Untuk menjaga keamanan pasokan tersebut, diberlakukan kebijakan Domestic Market Obligation (DMO), pemanfaatan sumber energi primer setempat, dan pemanfaatan energi baru dan terbarukan. Kebijakan pengamanan pasokan energi primer untuk pembangkit tenaga listrik dilakukan melalui dua sisi, yaitu pada sisi pelaku usaha penyedia energi primer dan pada sisi pelaku usaha pembangkitan tenaga listrik.

Kebijakan di sisi pelaku usaha penyedia energi primer, diantaranya adalah pelaku usaha di bidang energi primer khususnya batu bara dan gas diberikan kesempatan yang seluas-luasnya untuk memasok kebutuhan energi primer bagi pembangkit tenaga listrik sesuai harga dengan nilai keekonomiannya. Kebijakan pemanfaatan energi primer setempat untuk pembangkit tenaga listrik, dapat terdiri dari energi fosil (batubara lignit, gas marginal) maupun non-energi fosil (air, panas bumi, biomassa, dan lain-lain). Pemanfaatan energi primer setempat tersebut memprioritaskan pemanfaatan energi terbarukan dengan tetap memperhatikan aspek teknis, ekonomi, dan keselamatan lingkungan.

Sedangkan kebijakan di sisi pelaku usaha pembangkitan tenaga listrik diantaranya adalah kebijakandiversifikasienergiuntuktidakbergantungpada satu sumber energi, khususnya energi fosil dan konservasi energi. Untuk menjamin terselenggaranya operasi pembangkit tenaga listrik dengan baik maka

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

C. Kebijakan Tarif Dasar Listrik

Kebijakan Pemerintah tentang tarif dasar listrik adalah bahwa tarif listrik secara bertahap dan terencana diarahkan untuk mencapai nilai keekonomiannya sehingga tarif listrik rata-rata dapat menutup biaya produksi penyediaan tenaga listrik yang telah dikeluarkan. Meskipun penetapan tarif nantinya dilakukan sesuai dengan nilai keekonomiannya, namun khusus untuk pelanggan yang kurang mampu, dengan mempertimbangkan kemampuan bayar pelanggan tersebut maka Pemerintah masih memberlakukan subsidi untuk tarif dasar listrik.

Kebijakan tarif listrik yang tidak seragam (non-uniform tariff) dimungkinkan untuk diberlakukan di masa mendatang, dengan pertimbangan adanya perbedaan perkembangan pembangunan ketenagalistrikan dari satu wilayah dengan wilayah lainnya dan kemampuan bayar masyarakat yang berbeda.

D. Kebijakan Lindungan Lingkungan

Pembangunan di bidang ketenagalistrikan dilaksanakan untuk mendukung pembangunan yang berkelanjutan dan berwawasan lingkungan. Untuk itu kerusakan dan degradasi ekosistem dalam pembangunan infrastruktur ketenagalistrikan harus dikurangi dengan membatasi dampak negatif lokal, regional maupun global yang berkaitan dengan produksi tenaga listrik.

Berkaitan dengan hal ini, pelaku usaha yang melakukan kegiatan ketenagalistrikan yang berpotensi menimbulkan dampak besar dan penting diwajibkan untuk melakukan AMDAL (ANDAL, RKL dan RPL) sedangkan yang tidak mempunyai dampak penting diwajibkan membuat Upaya Pengelolaan Lingkungan (UKL) dan Upaya Pemantauan Lingkungan (UPL) sesuai dengan ketentuan Undang-undang Nomor 23 Tahun 1997 tentang Pengelolaan Lingkungan Hidup dan Peraturan Pemerintah Nomor 27 Tahun 1999 tentang Analisis Mengenai Dampak Lingkungan (AMDAL), serta produk hukum terkait lainnya.


E. Kebijakan Standardisasi, Keamanan dan Keselamatan, serta Pengawasan

Memperhatikan bahwa tenaga listrik selain bermanfaat bagi kehidupan masyarakat juga dapat mengakibatkan bahaya bagi manusia apabila tidak dikelola dengan baik, maka Pemerintah dalam rangka menjaga keselamatan ketenagalistrikan menetapkan standardisasi, pengamanan instalasi peralatan dan pemanfaat tenaga listrik. Tujuan keselamatan ketenagalistrikan antara lain melindungi masyarakat dari bahaya yang diakibatkan oleh tenaga listrik, meningkatkan keandalan sistem ketenagalistrikan, meningkatkan efisiensi dalam pengoperasian danpemanfaatan tenaga listrik.

Kebijakan dalam standardisasi tersebut meliputi standar peralatan tenaga listrik (yaitu alat atau sarana pada instalasi pembangkitan, penyaluran, dan pemanfaatan tenaga listrik), standar pemanfaat tenaga listrik (yaitu semua produk atau alat yang dalam pemanfaatannya menggunakan tenaga listrik untuk berfungsinya produk atau alat tersebut). Sedangkan kebijakan keamanan instalasi antara lain meliputi kelaikan operasi instalasi tenaga listrik, keselamatan peralatan dan pemanfaat tenaga listrik, dan kompetensi tenaga teknik. Instalasi tenaga listrik yang laik operasi dinyatakandenganSertifikat LaikOperasi. Untuk peralatan dan pemanfaat tenaga listrik yang memenuhi Standar Nasional Indonesia dinyatakan dengan Sertifikat Produk untuk dapatmembubuhi Tanda SNI (SNI) pada peralatan tenaga listrikdanpenerbitanSertifikatTandaKeselamatanSpada pemanfaat tenaga listrik dan tenaga teknik yang kompetendinyatakandenganSertifikatKompetensi.

F. Kebijakan Fiskal atas Impor Barang Modal

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

Kebijakan berupa insentif fiskal tersebut yangdalam PMK Nomor 154/PMK.011/2008 hanya diberikan kepada Pemegang IUKU usaha pembangkitan yang memiliki kontrak dengan PT PLN (Persero), namun dengan melihat perkembangan yang ada dilapangan, insentif tersebut di perluas menjadi kepada PT PLN (Persero) dan Pemegang IUKU Terintegrasi yang memiliki daerah usaha serta Pemegang IUKU usaha pembangkitan yang memiliki kontrak jual beli dengan PT PLN (Persero) maupun dengan Pemegang IUKU Terintegrasi yang yang memiliki daerah usaha.

Peraturan Menteri Keuangan tersebut memberikan kewenangan kepada Direktorat Jenderal Listrik dan Pemanfaatan Energi untuk memberikan persetujuan dan penandasahan atas Rencana Impor barang Modal sebagai salah satu persyaratan untuk memperoleh fasilitas pembebasan bea masuk dari Departemen Keuangan.

Berkenaan dengan pemberian kewenangan tersebut, maka telah diterbitkan Peraturan Direktur Jenderal Listrik dan Pemanfaatan Energi Nomor 57-12/20/600.3/2009 tentang Tata Cara Permohonan Persetujuan dan Penandasahan Rencana Impor Barang Modal Untuk Pembangunan dan Pengembangan Industri Pembangkit Tenaga Listrik Untuk Kepentingan Umum.

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

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


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

H. Kebijakan Harga Pembelian Tenaga Listrik

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

I. Negative List Investasi

Sesuai dengan Peraturan Presiden Nomor 36 Tahun 2010, Indonesia memiliki daftar negatif investasi di bidang ketenagalistrikan sebagai berikut:

Dukungan Kebijakan

No Bidang Usaha KBLI Keterangan

1 Pembangkit Tenaga Listrik ( < 1 MW ) 35101Dicadangkan untuk Usaha Mikro Kecil Menengah dan Koperasi

2 Pembangkit Tenaga Listrik Skala Kecil 35101 Kemitraan

3 Jasa Pengoperasian dan Pemeliharaan Fasilitas Panas Bumi 06202 Kepemilikan Modal Asing maksimal 90%

4 Jasa Pengeboran Panas Bumi 06202 Kepemilikan Modal Asing maksimal 95%

5 Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi 06202 Kepemilikan Modal Asing maksimal 95%

6Jasa Pengeboran Minyak dan Gas Bumi di Lepas Pantai di Luar Kawasan Indonesia Bagian Timur

09100 Kepemilikan Modal Asing maksimal 95%

7 Jasa Pengeboran Minyak dan Gas Bumi di Darat 09100 Kepemilikan Modal Asing maksimal 95%

8Jasa Pengoperasian dan Pemeliharan Fasilitas Migas (Operating and Maintenance Service) 09100 Kepemilikan Modal Asing maksimal 95%

9 Jasa Pemeliharaan dan Pengoperasian Instalasi Tenaga Listrik 35104 Kepemilikan Modal Asing maksimal 95%

10 Pembangkit Tenaga Listrik ( > 10 MW) 35101 Kepemilikan Modal Asing maksimal 95%

11 Pembangkit Tenaga Listrik Tenaga Nuklir 35101 Kepemilikan Modal Asing maksimal 95%

12 Transmisi Tenaga Listrik 35102 Kepemilikan Modal Asing maksimal 95%

13 Distribusi Tenaga Listrik 35103 Kepemilikan Modal Asing maksimal 95%

14 Jasa Pembangunan dan Pemasangan Instalasi Tenaga Listrik 43211 Kepemilikan Modal Asing maksimal 95%

15 Jasa Engineering Procurement Construction (EPC) 71100 Kepemilikan Modal Asing maksimal 95%

16 Jasa Konsultasi Ketenagalistrikan 71100 Kepemilikan Modal Asing maksimal 95%

17 Pengembangan Teknologi Peralatan Penyediaan Tenaga Listrik 72102 Kepemilikan Modal Asing maksimal 95%

18 Penambangan Mineral Radio Aktif 07210 Perizinan Khusus dan Rekomendasi dari BATAN


TINJAUAN KONDISI TENAGA LISTRIK NASIONAL

Kehidupan masyarakat modern dewasa ini sangat bergantung pada kes-ediaan sumber daya energi. Tenaga listrik sebagai salah satu bentuk sumber daya energi memiliki berbagai kelebihan kualitatif dibandingkan dengan sumber daya energi primer lainnya. Dengan adanya tenaga listrik, segala aktivitas kegiatan sehari-hari dapat dilakukan dengan mudah dan cepat. Sesuaidatapemakaianenergifinalmenurutjenis, menurut Data Pusdatin pada tahun 2009 tingkat pemakaian tenaga listrik di Indonesia mencapai 12,8% dari seluruh pemakaian energi final. Persentase inimenempatkan tenaga listrik sebagai ke-butuhan masyarakat nomor empat setelah Bahan Bakar Minyak (47,1%), gas (18,4%), batubara (12,9%).

Sebagai salah satu bentuk energi yang sudah siap dipergunakan oleh konsumen (energifinal),tenagalistrikjugamerupakansalah satu faktor yang menentukan untuk mencapai sasaran pembangunan nasional dan pengerak roda perekonomian negara. Oleh karena itu, pembangunan infrastruktur ketenagalistrikan masih menjadi prioritas yang tinggi bagi Pemerintah dan menjadi bagian terpadu dari pembangunan nasi-onal.

Sampai saat ini pembangunan infra-struktur ketenagalistrikan masih tergantung pada upaya Pemerintah melalui PT PLN (Persero) selaku Badan Usaha Milik Negara, melakukan penyelenggaraan usaha penye-diaan tenaga listrik kepada masyarakat dari Sabang sampai Merauke.

2


etersediaan Sumber Daya Energi K2.1.

A. Batubara

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

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

Gambar 2.1. Cadangan Batubara

Cadangan Batubara (Juta Ton)

Total: 104.756,84 Juta Ton

Sumber: Statistik dan Direktori Badan Geologi Tahun 2010


B. Gas Alam

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

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

Gambar 2.2. Cadangan Gas Alam

Terbukti : 107,34 TSCFPotensial : 52,29 TSCFTotal : 159,63 TSCF

Cadangan Gas (TSCF)

Sumber: Ditjen Migas 2010


C. Minyak Bumi

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

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

Gambar 2.3. Cadangan Minyak Bumi

Terbukti : 4.303,10 MMSTBPotensial : 3.695,39 MMSTBTotal : 7.998,49 MMSTB

Cadangan Minyak (MMSTB)

Sumber: Ditjen Migas 2010

Ketersediaan Sumber Daya Energi


D. Tenaga AirPotensi air yang dapat dikonversikan menjadi

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

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


1. Nangroe Aceh Darussalam 17 lks 10. Banten 5 lks 19. Sulawesi Utara 5 lks

2. Sumatera Utara 16 lks 11. Jawa Barat 40 lks 20. Gorontalo 2 lks

3. Sumatera Barat 16 lks 12. Jawa Tengah 14 lks 21. Sulawesi Tengah 16 lks

4. Riau & Kep. Riau 1 lks 13. D.I Yogyakarta 1 lks 22. Sulawesi Tenggara 12 lks

5. Bangka Belitung 3 lks 14. Jawa Timur 11 lks 23. Sulawesi Selatan 14 lks

6. Jambi 8 lks 15. Bali 5 lks 24. Sulawesi Barat 3 lks

7. Bengkulu 4 lks 16. NTB 3 lks 25. Maluku 9 lks

8. Sumatera Selatan 6 lks 17. NTT 19 lks 26. Maluku Utara 9 lks

9. Lampung 13 lks 18. Kalimantan Barat 3 lks 27. Papua 2 lks

Total: 257 LokasiSumber: Statistik dan Direktori Badan Geologi Tahun 2010

Gambar 2.4. Lokasi Potensi Panas Bumi

Papua

Sulawesi Utara

Maluku

Kalimantan Timur

Kalimantan Barat

KalimantanTengah

Kalimantan Selatan

Sulawesi Tengah

Sulawesi TenggaraSulawesi Selatan

NAD

Sumatera Utara

Sumatera Barat

Riau & Kep. Riau

JambiSumatera Selatan

BengkuluLampung

Jawa Barat

DKI Jakarta

D.I Yogyakarta

Jawa TengahJawa Timur

Bali

Nusa Tenggara Barat

Nusa Tenggara Timur

E. Panas Bumi

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

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

Ketersediaan Sumber Daya Energi


ondisi Infrastruktur Ketenagalistrikan Saat Ini K

2.2.

A. Pembangkit Tenaga Listrik

Dalam memenuhi kebutuhan tenaga listrik nasional, pembangunan pembangkit tenaga listrik di Indonesia tidak hanya semata-mata dilakukan oleh PT PLN (Persero) saja, tetapi dilakukan pula oleh pihak lain yaitu swasta, koperasi, dan BUMD. Hal ini sesuai dengan Pasal 4 ayat (2) Undang-undang Nomor 30 Tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan bahwa ” Badan usaha swasta, koperasi, dan swadaya masyarakat dapat berpartisipasi dalam usaha penyediaan tenaga listrik”.

Usaha penyediaan tenaga listrik yang telah dilakukan oleh swasta, koperasi atau BUMD tersebut diantaranya adalah membangun dan mengoperasikan sendiri pembangkit tenaga listrik yang tenaga listriknya di jual kepada PT PLN (Persero) atau lebih dikenal dengan istilah pembangkit swasta atau

Independent Power Producer (IPP) atau membangun dan mengoperasikan sendiri pembangkitan, transmisi dan distribusi tenaga listrik secara terintegrasi yang tenaga listriknya dijual langsung kepada konsumen di suatu wilayah usaha khusus yang dikenal dengan istilah pembangkit terintegrasi atau Private Power Utility (PPU).

Sampai dengan akhir tahun 2010, total kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik nasional adalah sebesar 32.864 MW yang terdiri atas pembangkit milik PT PLN (Persero) sebesar 26.168 MW (80%), IPP sebesar 5.839 MW (17%) dan PPU sebesar 857 MW (3%). Kapasitas terpasang pembangkit tersebut mengalami penambahan sebesar 6.773 MW sejak tahun 2005 atau meningkat sebesar 25,96% selama periode 5 tahun.

2005 2006 2007 2008 2009 2010

PPU

IPP

PLN

373 376 343 766 781 857

3,372 4,692 5,554 5,729 5,839 5,839

22,346 23,355 23,664 24,031 24,066 26,168

26,091 28,422 29,562 30,527 30,686 32,864

MW

PPU: Private Power UtilityIPP: Independent Power Producer

Grafik2.1.Perkembangan

Kapasitas Terpasang Pembangkit Tenaga Listrik Nasional


Sedangkan distribusi penyebaran kapasitas terpasang pembangkit untuk pulau-pulau utama adalah sebagaimana diperlihatkan pada Tabel I.1.

Tabel 2.1. Kapasitas Terpasang

Pembangkit Tenaga Listrik

No. PulauKapasitas Terpasang

(MW)1. Sumatera 5.8672. Jawa-Madura-Bali 23.3093. Kalimantan 1.3484. Sulawesi 1.5255. Nusa Tenggara 3546. Maluku 2317. Papua 231

Indonesia 32.864

B. Transmisi Tenaga Listrik

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

Di pulau Kalimantan, sebagian kecil sistem kelistrikan Provinsi Kalimantan Tengah dengan Kalimantan Selatan sudah terhubung melalui SUTT 150 KV. Sedangkan di pulau Sulawesi sistem kelistrikan Sulawesi yang meliputi Provinsi Sulawesi Selatan, Sulawesi Tengah, Sulawesi Tenggara, Sulawesi Utara dan Gorontalo masih banyak dipasok dengan sistem yang tersebar, akan tetapi beberapa daerah telah terhubung dengan SUTT 150 KV. Adapun sistem kelistrikan Nusa Tenggara, Maluku dan Papua belum memiliki SUTET dan SUTT dikarenakan pada umumnya sistem kelistrikannya masih terisolasi dan tersebar serta kelas kapasitas pembangkit tenaga listrik yang dimiliki masih relatif kecil.

Sampai dengan akhir tahun 2010, total panjang jaringan transmisi tenaga listrik yang telah dibangun oleh PT PLN (Persero) adalah sepanjang 38.825 kms yang terdiri atas SUTET 500 kV sepanjang 5.099 kms, SUTET 275 kV sepanjang 1.027 kms, SUTT 150 kV sepanjang 27.810 kms, dan SUTT 70 kV sepanjang 4.888 kms. Total panjang jaringan transmisi tenaga listrik tersebut mengalami penambahan sebesar 7.879 kms sejak tahun 2005 atau mengalami peningkatan sebesar 25,46% selama periode 5 tahun. Sedangkan hasil yang dicapai dalam pembangunan transmisi tenaga listrik untuk pulau-pulau utama adalah sebagaimana diperlihatkan pada Tabel I.2.

Kondisi Infrastruktur Ketenagalistrikan Saat Ini


Tabel 2.2. Panjang Transmisi

Tenaga ListrikNo. Pulau

SUTET(kms)

SUTT(kms)

Total(kms)

1. Sumatera - 10.881 10.8812. Jawa-Madura-Bali 5.099 17.262 22.3613. Kalimantan - 1.947 1.9474. Sulawesi - 3.552 3.5525. Nusa Tenggara - 83 836. Maluku - - -7. Papua - - -

Indonesia 6.126 32.698 38.825

C. Distribusi Tenaga Listrik

Sampai dengan akhir tahun 2010, total panjang jaringan distribusi tenaga listrik yang telah dibangun oleh PT PLN (Persero) adalah sepanjang 642.211 kms yang terdiri atas Jaringan Tegangan Menengah (JTM) sepanjang 270.214 kms dan Jaringan Tegangan

Rendah (JTR) sepanjang 372.709 kms. Total panjang jaringan distribusi tenaga listrik tersebut mengalami penambahan sebesar 35.168 kms sejak tahun 2005 atau mengalami peningkatan sebesar 5,78% selama periode 5 tahun.

Grafik2.2Perkembangan

Jaringan Transmisi dan Distribusi Tenaga Listrik

2005 2006 2007 2008 2009 201030.5342004

30.665 32.905 33.151 34.172 34.937 38.825

607.775 563.838 573.049 598.498 615.230 639.517 642.923

Transmisi

Distribusi


Hasil yang dicapai dalam pembangunan distribusi tenaga listrik untuk pulau-pulau utama adalah sebagaimana diperlihatkan pada Tabel 2.3.

No. PulauJTM

(kms)JTR

(kms)Total(kms)

1. Sumatera 73.700 92.262 165.9622. Jawa-Madura-Bali 133.670 219.083 352.7533. Kalimantan 24.148 22.537 46.6854. Sulawesi 24.361 25.404 49.7655. Nusa Tenggara 7.676 7.501 15.1776. Maluku 4.585 2.364 6.9497. Papua 2.074 3.558 5.632

Indonesia 270.214 372.709 642.923

Tabel 2.3. Panjang Distribusi

Tenaga Listrik

Gambar 2.5. Perkembangan Penyediaan Tenaga Listrik Nasional

Tahun 2010

Kondisi Infrastruktur Ketenagalistrikan Saat Ini


asio Elektrifikasi R2.3.

Rasio elektrifikasi didefinisikan sebagaijumlah rumah tangga yang sudah berlistrik dibagi dengan jumlah rumah tangga yang ada. Perkembanganrasioelektrifikasisecaranasionaldari tahun ke tahun mengalami kenaikan, yaitu dari 53,5% pada tahun 2004 menjadi 67,15% pada tahun 2010.

Rasioelektrifikasiuntukpulau-pulauutamaadalah sebagaimana diperlihatkan pada Tabel 2.4.

Tabel 2.4. RasioElektrifikasi

No. Pulau Persen (%)1. Sumatera 68,712. Jawa-Madura-Bali 70,483. Kalimantan 63,354. Sulawesi 60,655. Nusa Tenggara 30,236. Maluku 68,947. Papua 34,32

Indonesia 67,15


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

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

Pertumbuhan ekonomi Indonesia saat ini memerlukan dukungan pasokan energi yang handal termasuk tenaga listrik. Kebutuhan tenaga listrik akan semakin meningkat sejalan dengan perkembangan ekonomi dan pertumbuhan penduduk. Semakin meningkatnya ekonomi pada suatu daerah

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

nasional sesuai draft Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional 2010-2029 diperkirakan akan mencapai rata-rata sebesar 9,5 % per tahun.

Tingginya perkiraan pertumbuhan rata-rata kebutuhan tenaga listrik nasional yang sebesar 9,5% tersebut adalah juga memperhatikan banyaknya daftar tunggu calon pelanggan PT PLN (Persero) yang jumlah kapasitasnya telah mencapai kurang lebih sekitar 6.000 MW akibat diterapkannya pembatasan penjualan tenaga listrik (suppressed demand) pada tahun-tahun sebelumnya.

PELUANG INVESTASI KETENAGALISTRIKAN

ondisi Permintaan dan Penyediaan Tenaga Listrik K3.1.

URAIAN 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Pembangkitan 1,862.94 1,565.13 2,661.59 1,465.22 2,837.70 4,253.63 3,417.08

Transmisi 336.81 580.42 473.12 1,334.42 1,204.20 973.39 1,434.74

Distribusi 354.00 492.00 118.28 520.41 671.7 533.12 116.28

EBT (Off grid & non PLTP)

43.36 46.3 67.91

Jumlah 2,553.75 2,637.55 3,252.99 3,363.41 4,759.90 5,828.05 4,968.10

Tabel 3.1Realisasi Investasi Ketenagalistrikan 2004-2010

Juta USD

3


rioritas Pengembangan Infrastruktur Ketenagalistrikan ke Depan P3.2.

A. Pembangkit Tenaga Listrik

Pengembangan kapasitas penyediaan tenaga listrik diarahkan pada pertumbuhan yang realistis dan diutamakan untuk menyelesaikan krisis penyediaan tenaga listrik yang terjadi di beberapa daerah, meningkatkan cadangan dan terpenuhinya margin cadangan (Sistem Jawa-Madura-Bali 30% dan Sistem Luar Jawa-Madura Bali 40%) dengan mengutamakan pemanfaatan sumber energi setempat atau energi baru terbarukan serta mengurangi pengembangan pembangkit BBM. Pengembangan pembangkit BBM, dikecualikan untuk penangulangan daerah krisis penyediaan tenaga listrik jangka pendek (satu hingga dua tahun ke depan) sambil menunggu selesainya pembangunan pembangkit non-BBM yang telah direncanakan, dengan melakukan sewa pembangkit yang menggunakan bahan bakar MFO. Apabila pembangkit non-BBM yang telah direncanakan tersebut telah beroperasi, maka pembangkit BBM tersebut di non-operasikan.

Mempertimbangkan tingginya pertumbuhan tenaga listrik, memberikan akses listrik kepada seluruh masyarakat dan mendorong pemanfaatan energi baru terbarukan, maka program percepatan pembangunan pembangkit 10.000 MW tahap II yang komposisi energi primernya beragam (tidak hanya batubara) ditawarkan untuk dikembangkan oleh PT PLN (Persero) maupun swasta dengan memberikan fasilitas sebagaimana yang telah dilaksanakan dalam program percepatan pembangunan pembangkit 10.000 MW tahap I.

Pengembangan PLTU batubara skala kecil dapat dipertimbangkan sebagai salah satu alternatif untuk menggantikan pembangkit listrik yang menggunakan bahan bakar minyak pada sistem skala kecil untuk menekan biaya operasi sistem kelistrikan. Disamping itu, pengembangan PLTU batubara skala kecil ini dapat juga dimanfaatkan untuk mengganti peranan sebagian PLTD yang ada di sistem kelistrikan di Luar Jawa-Madura-Bali yang dominasinya masih cukup tinggi.

Dengan mempertimbangkan sulitnya memperoleh lahan untuk membangun pembangkit tenaga listrik skala besar di pulau Jawa dan mempertimbangkan semakin meningkatnya beban puncak dari tahun ke tahun, maka pengembangan PLTU batubara dengan kapasitas 1.000 MW dengan teknologi supercritical boileruntukmemperolehefisiensidantingkatemisiyang lebih baik, dapat dikembangkan oleh PT PLN (Persero) dan swasta.

B. Pengembangan Transmisi Tenaga Listrik

Prinsip dasar pengembangan sistem transmisi tenaga listrik diarahkan kepada pertumbuhan sistem, peningkatan keandalan sistem dan mengurangi kendala pada sistem penyaluran serta adanya pembangunan pembangkit baru. Mengingat bahwa Pemerintah saat ini tengah melaksanakan program percepatan pembangunan pembangkit 10.000 MW tahap I dan program percepatan pembangunan pembangkit 10.000 MW tahap II, maka pengembangan sistem transmisi tenaga listrik kedepan lebih diprioritaskan pembangunannya untuk menyalurkan tenaga listrik dari pembangkit tenaga listrik baru tersebut.

Pada saat ini, sistem besar yang sudah terintegrasi dengan baik adalah Sistem Jawa-Madura-Bali dan Sistem Sumatera. Sedangkan sistem kelistrikan di pulau lainnya seperti Sulawesi sudah lebih baik sistemnya di daerah bagian utara dan selatan. Adapun sistem kelistrikan di pulau lainnya seperti Kalimantan, Nusa Tenggara, Maluku dan Papua perlu mendapatkan perhatian lebih dalam pengembangan sistem penyalurannya khususnya dalam upaya peningkatan keandalan.

Dalam jangka menengah, diharapkan Sistem Sumatera sudah terintegrasi seluruhnya menggunakan jaringan tegangan ekstra tinggi 275 kV yang saat ini sistemnya telah terinterkoneksi di jaringan tegangan tinggi 150 kV. Dengan masuknya beberapa pembangkit tenaga listrik yang berskala besar, dalam kurun waktu jangka panjang sistem di Kalimatan dan Sulawesi diharapkan pula sudah terhubung dengan baik.

Pengembangan sistem penyaluran diarahkan pada pengembangan sistem tegangan 500 kV dan 150 kV untuk Sistem Jawa-Madura-Bali dan 275 kV, 150 kV dan 70 kV untuk sistem di luar Jawa-Madura-Bali. Upaya pengembangan penyaluran secara terinterkonesi antara Sistem Jawa-Madura-Bali dengan Sistem Sumatera dapat dilakukan setelah dilakukan kajian secara mendalam dengan memperhatikan beberapa aspek, antara lain aspek teknis, ekonomis dan sosial. Sedangkan rencana pembangunan cross-link 500 kV dari Pulau Jawa ke Pulau Bali adalah merupakan salah satu opsi yang dapat dilakukan dalam mengantisipasi pertumbuhan beban di Bali.

Dalam pengembangan gardu induk, sistem tegangan yang dipilih diarahkan pada kesesuaian pengembangan sistem transmisinya. Penambahan trafo diprioritaskan bila pembebanan trafo pada GI terpasang


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

C. Pengembangan Distribusi Tenaga Listrik

Pengembangan sarana distribusi tenaga listrik diarahkan untuk dapat mengantisipasi pertumbuhan tenaga listrik, mempertahankan tingkat keandalan yang diinginkan dan efisien serta meningkatkan kualitaspelayanan.

Apabila dengan pertimbangan pemenuhan tenaga listrik secara terintegrasi dengan sistem kelistrikan lain di nilai kurang/tidak efisien, makajaringan terisolasi dapat diterapkan. Pengertian dari jaringan terisolasi adalah jaringan distribusi tenaga listrik yang berdiri sendiri dan tidak terhubung langsung dengan JTN dengan wilayah pelayanan terbatas.

Prioritas Pengembangan Infrastruktur Ketenagalistrikan ke Depan


otensi Proyek di Sub Sektor Ketenagalistrikan (Lampiran I) P3.3.

A. Sistem Kelistrikan Jawa-Madura-Bali

Dalam periode tahun 2010-2019, tambahan kapasitas pembangkit tenaga listrik yang dibutuhkan di Sistem Kelistrikan Jawa-Madura-Bali adalah sebesar 36.222 MW atau tambahan rata-rata kapasitas pembangkit pertahun adalah sekitar 3.622 MW. Dari kapasitas tersebut PLN akan membangun sebanyak 23.095 GW atau 64% dari tambahan kapasitas keseluruhan. Sedangkan kapasitas tambahan pembangkit baru sebesar 13.127 MW atau 36% dari seluruh total tambahan kapasitas pembangkit tenaga listrik yang dibutuhkan, ditawarkan kepada swasta.

Dilihat dari jenis pembangkit yang akan dibangun, PLTU batubara akan mendominasi dengan kapasitas pembangkit yang akan dikembangkan mencapai 21.625 MW atau 60%, sementara PLTGU dan PLTG menempati urutan kedua dengan kapasitas 8.201 MW atau 23%. Adapun jenis energi terbarukan yang akan dimanfaatkan paling besar adalah panas bumi sebesar 3.255 MW atau 9% dari kapasitas total dan disusul oleh PLTA sebesar 3.141 MW atau 9%.

Beberapa proyek strategis yang akan dikembangkan di Sistem Kelistrikan Jawa-Madura-Bali adalah:• PLTGU Muara Tawar Add-on (1.200 MW).

Proyek ini sangat strategis karena pembangkit ini berlokasi sangat dekat dengan pusat beban dan dapat memperbaiki kualitas tegangan. Namun karena keterbatasan pasokan gas, maka untuk tahap pertama pengembangan dilakukan hanya untuk blok 2 (500 MW apabila dilengkapi supplementary firing) yang direncanakan beroperasi pada 2012-2013, sedangkan pada tahap selanjutnya akan dikembangkan blok 3-4 (700MWdengan supplementary firing) yangdirencanakan beroperasi pada 2016 apabila tersedia pasokan gas yang cukup.

• PLTU IPP Jawa Tengah (2x1.000 MW). Proyek ini sangat strategis karena dibutuhkan sistem pada tahun 2014 dan 2015, serta merupakan

proyek kelistrikan pertama yang menggunakan skema Public Private Partnership (PPP) dengan PerPres No. 67/2005 yang diperbaharui dengan PerPres No. 13/2010.

• PLTU Indramayu (2x1.000 MW). Proyek ini sangat strategis karena dibutuhkan sistem pada tahun 2015, dan berlokasi relatif dekat dengan pusat beban industri di sebelah Timur Jakarta.

• PLTA Pompa Upper Cisokan (1.000 MW). Proyek ini sangat strategis karena dapat meminimalkan biaya operasi sistem serta memberikan banyak benefit dalam operasi sistem tenaga listrik,antara lain berfungsi sebagai pembangkit beban puncak, pengatur frekuensi, sebagai spinning reserve (cadangan putar), memperbaiki faktor utilitas pembangkit beban dasar dan memperbaiki load factor sistem.

• PLTU mulut tambang Sumatera Selatan dan transmisi 500kV HVDC Sumatera – Jawa dengan kapasitas 3.000 MW. Proyek ini sangat strategis karena merupakan solusi yang ekonomis dalam memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Jawa dengan memanfaatkan cadangan low rank coal di Sumatera Selatan. Proyek ini hanya dilaksanakan setelah kebutuhan listrik Sumatera tercukupi sepenuhnya dengan cadangan yang cukup banyak. Pilihan proyek ini juga didorong oleh semakin sulitnya mendapatkan lokasi untuk membangun PLTU batubara skala besar di Pulau Jawa.

• PLTGU Banten/Jabar. Sejalan dengan kenaikan harga-harga energi primer akhir-akhir ini, harga LNG telah meningkat sangat tinggi, yaitu diatas US$10/mmbtu. Pada harga tersebut, PLTGU bahan bakar LNG akan sulit berkompetisi melawan PLTU batubara yang dioperasikan untuk mengisi intermediate load.


Tabel 3.2 Kebutuhan Tambahan Kapasitas

Pembangkit Tenaga ListrikSistem Kelistrikan Jawa-Madura-Bali

Tahun 2010 2011 2012 2013 2014

PLN

PLTU 3.205 2.625 - 700 1.660

PLTN

PLTP - - - - -

PLTGU 194 734 393 350 -

PLTG - - - - -

PLTA - - - - 1.000

Total 3.399 3.359 393 1.050 2.660

IPP

PLTU - 660 2.265 450 1.400

PLTN

PLTP - - 175 425 1.380

PLTGU 230 50 - - -

PLTG

PLTA - - - - 157

Total 230 710 2.440 875 2.937

PLTU 3.205 3.285 2.265 1.150 3.060

PLTN - - - - -

PLTP - - 175 425 1.380

PLTGU 424 784 393 350 -

PLTG - - - - -

PLTA - - - - 1.157

D. Sistem Kelistrikan Luar Jawa-Madura-Bali

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

Dilihat dari jenis pembangkit yang direncanakan akan dibangun, maka beberapa PLTD masih direncanakan untuk dibangun di daerah terpencil khususnya di Indonesia bagian timur yang besar bebannya belum cukup tinggi untuk dipasok oleh PLTU batubara skala kecil. PLTP diproyeksikan akan dikembangkan sebesar 2.735 MW dan PLTA sebesar 2.409 MW.

Beberapa proyek kelistrikan strategis di Indonesia Timur dan Indonesia Barat meliputi antara lain:• Percepatan penyelesaian proyek pembangkit

PerPres 71 mengingat banyaknya daerah yang mengalami krisis kelistrikan akibat kurangnya pasokan pembangkit.

• Percepatan penyelesaian proyek-proyek pembangkit IPP yang telah berstatus PPA dan konstruksi.

• Percepatan pengadaan dan konstruksi proyek-proyek pembangkit panas bumi di Sumatera dan

Potensi Proyek di Sub Sektor Ketenagalistrikan (Lampiran I)


Tabel 3.3Kebutuhan Tambahan Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik

Indonesia Barat

Tahun 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Total

PLN

PLTU 37 964 634 320 306 200 200 2.663

PLTP 55 55 110 110 330

PLTGU 86 86

PLTG 105 30 160 320 300 400 1.315

PLTD 4 2 4 9 5 8 7 8 4 52

PLTM 2 1 1 4

PLTA 260 175 273 708

Total 144 1.110 691 695 427 35 368 702 581 404 5.157

IPP -

PLTU 12 231 8 630 472 950 450 525 630 690 4.598

PLTP 392 990 110 62 185 275 2.014

PLTGU 30 30

PLTG -

PLTD 22 22

PLTM 21 16 81 23 140

PLTA 180 74 120 30 404

Total 213 269 119 1.044 1.462 1.024 680 617 815 965 7.208

PLTU 49 1.195 642 950 780 950 650 725 630 690 7.261

PLTP - 55 55 502 1.100 - 110 62 185 275 2.344

PLTGU - 86 30 - - - - - - - 116

PLTG 105 - - - - 30 160 320 300 400 1.315

PLTD - 26 2 4 9 5 8 7 8 4 74

Sulawesi Utara yang menjadi andalan pasokan listrik setempat.

• Penyelesaian sistem transmisi 275 kV untuk interkoneksi Sumatera Bagian Selatan dan Sumatera Bagian Utara,

• PLTA Asahan unit 3 sebesar 174 MW direncanakan beroperasi pada tahun 2012, sangat strategis untuk memperbaiki fuel mix di Sumatera Utara,

• PLTU batubara mulut tambang di Sumatera Selatan skala besar yang listriknya juga akan disalurkan ke sistem interkoneksi Sumatera disamping ditransfer ke Jawa melalui transmisi

500 kV HVDC,• Interkoneksi sistem tenaga listrik dari Serawak ke

Kalimantan Barat terkait dengan pengembangan PLTA Bakun oleh Serawak, diperkirakan PLN akan melakukan energy exchange mulai tahun 2013.

• Penyelesaian rencana interkoneksi Batam – Bintan dengan kabel laut 150 kV terkait dengan pembangunan PLTU Tanjung Kasam di Batam yang tertunda hingga waktu yang belum ditentukan.


Tabel 3.4Kebutuhan Tambahan Kapasitas

Pembangkit Tenaga ListrikIndonesia Timur

Tahun 2010 2011 2012 2013 2014

PLN

PLTU 49 501 200 459 235

PLTP 10 23 33 93

PLTGU 240

PLTG 225 50

PLTD 11 10 9 44 35

PLTM 12 5 6 13 8

PLTA 10 40

Total 82 516 474 639 611

IPP

PLTU 14 376 623 340

PLTP 3 3 40 80

PLTGU 60 60 120

PLTG 10 10 80

PLTD

PLTM 4 15 11 19 6

PLTA 195

Total 88 283 470 682 546

PLTU 63 501 576 1.082 575

PLTP 10 3 26 73 173

PLTGU 60 60 - - 360

PLTG 10 10 305 50 -

PLTD 11 10 9 44 35

PLTM 16 21 17 32 13

PLTA - 195 10 40 -

Total 170 800 943 1.321 1.156

Tabel 3.5Kebutuhan

Investasi Sektor Ketenagalistrikan

2010-2019 (Juta US)

Item 2010 2011 2012 2013 2014

Pembangkit

Fc 3.694,0 4.438,3 6.433,7 6.829,9 5.668,0

Lc 1.659,3 2.167,5 2.796,3 2.857,7 2.386,9

Total 5.353,3 6.605,8 9.230,0 9.687,6 8.054,9

Penyaluran

Fc 1.384,4 1.498,9 1.136,0 1.112,5 1.351,1

Lc 603,3 547,0 441,0 397,1 485,0

Total 1.987,7 2.045,9 1.577,0 1.509,7 1.836,1

Distribusi

Fc - - - - -

Lc 781,2 1.087,4 1.014,0 956,0 999,9

Total 781,2 1.087,4 1.014,0 956,0 999,9

Total

Fc 5.078,4 5.937,2 7.569,7 7.942,4 7.019,1

Lc 3.043,8 3.801,9 4.251,3 4.210,8 3.871,7

Total 8.122,2 9.739,0 11.821,1 12.153,3 10.890,8

Potensi Proyek di Sub Sektor Ketenagalistrikan (Lampiran I)


PROSEDUR DAN TATACARA INVESTASI

4

kema Investasi dan Mekanisme Pengadaan S4.1.

A. Skema Investasi

Sesuai Undang-undang Nomor 30 Tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan bahwa usaha penyediaan tenaga listrik yang dilakukan oleh PT PLN (Persero) selaku Pemegang Kuasa Usaha Ketenagalistrikan mempunyai kewajiban untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik secara nasional. Dalam upaya memenuhi pasokan tenaga listrik, PT PLN (Persero) memperoleh sumber pendanaan dari Pemerintah (APBN) maupun dari anggaran PLN sendiri. Namun demikian, dalam pelaksanaannya anggaran tersebut tidak dapat memenuhi kebutuhan investasi yang diperlukan untuk memenuhi pasokan tenaga listrik di seluruh Indonesia, sehingga diperlukan alternatif sumber pendanaan lain. Oleh karena itu, PT PLN (Persero) melakukan upaya-upaya kerjasama dengan investor swasta, baik selaku Independent Power Producer (IPP) maupun sebagai kontraktor (EPC Contractor).

Dalam melakukan kerjasama usaha penyediaan tenaga listrik, PT PLN (Persero) dapat bekerjasama dengan sektor swasta melalui berbagai mekanisme sesuai Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik jo Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 dan Peraturan Pemerintah Nomor 26 Tahun 2006, yaitu melalui pelelangan umum, penunjukan langsung atau pemilihan langsung.

Selain itu, PT PLN (Persero) juga melakukan pembangunan pembangkit listrik sendiri dengan pendanaan berasal dari swasta selaku kontraktor (Engineering Procurement Construction/EPC Contractor). Apabila pengadaan pembangkit listrik yang dilakukan sendiri oleh PT PLN (Persero) yang sumber pembiayaannya berasal dari keuangan negara, maka prosesnya harus melalui pelelangan umum sebagaimana diatur oleh Peraturan Presiden Nomor 54 Tahun 2010 tentang Pengadaan Barang/Jasa Pemerintah


Gambar 4.1.SKEMA INVESTASI

PENGEMBANGAN INFRASTRUKTUR KETENAGALISTRIKAN

Pemerintah PerbankanNasional/Internasional

Perbankan Internasional

PerbankanNasional PT. PLN

(Persero) Investor Swasta (IPP)

Pelanggan Listrik

Kontraktor(EPC)

AP

BN

Pinjaman

Pinjaman

Pendap

atan

Tend

er

Penjualan

Listrik

Pinjam

an

Mekanisme:• Tender• Penunjukan Langsung*• Pemilihan Langsung**

Landasan Hukum:PP. 10/1989 jis PP. 3/2005 PP.26/2006

* Penunjukan Langsung, apabila:a. Pembelian tenaga listrik dari pembangkit tenaga

listrik yang menggunakan energi terbarukan, gas marjinal, batubara mulut tambang dan energi setempat lainnya;

b. Pembelian kelebihan tenaga listrik;c. Sistem tenaga listrik setempat dalam kondisi krisis

penyedian tenaga listrik; ataud. Penambahan kapasitas pembangkit tenaga listrik

pada pusat pembangkit tenaga listrik yang telah beroperasi di lokasi yang sama oleh Koperasi, Badan Usaha Milik daerah, Swasta, Swadaya Masyarakat dan perorangan selaku Pemegang Izin Usaha Ketenagalistrikan Untuk Kepentingan Umum.

** Pemilihan Langsung, apabila:a. Pengembang yang mengajukan permohonan untuk

penunjukan langsung di suatu sistem PKUK atau Pemegang IUKU lebih dari 1 (satu);dan

b. Jumlah kapasitas yang ditawarkan oleh para pengembang melebihi kebutuhan tambahan kapasitas sistem PKUK atau Pemegang IUKU Setempat.

Mekanisme:• Tender

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

Skema Investasi dan Mekanisme Pengadaan


USULAN PROYEK KPS DARI KEMENTERIAN/LEMBAGA/

PEMDA

RENCANA PEMBANGUNAN

JANGKA MENENGAH

RENCANA TATA RUANG WILAYAH NASIONAL/

DAERAH

RENCANA PEMBANGUNAN

JANGKA MENENGAH

KETERKAITAN ANTAR SEKTOR DAN

WILAYAH

KRITERIA PENILAIAN PROYEK KPS POTENSIAL

RENCANA PROYEK KPS POTENSIAL

KRITERIA PENILAIAN PROYEK KPS PRIORITAS

RENCANA PROYEK KPS PRIORITAS

RENCANA PROYEK KPS SIAP DITAWARKAN

RENCANA KERJA PEMERINTAH

RENCANA PROYEK KPS SIAP DITAWARKAN

RENCANA KERJA KEMENTERIAN/

LEMBAGA/PEMDA

RENCANA KERJA ANGGARAN

KEMENTERIAN/LEMBAGA/PEMDA

PROSES PELELANGAN

KRITERIA PENILAIAN

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

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

B. Mekanisme Pengadaan

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

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

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


Pelelangan UmumSebagaimana disebutkan, mekanisme pembelian

tenaga listrik oleh PKUK dari pihak ketiga pada dasarnya dilakukan melalui pelelangan umum. Proses pelelangan umum dimulai dengan pengumuman lelang oleh PKUK. Selanjutnyadilakukanprosesprakualifikasiyangdiikutidengan proses pelelangan bagi peserta yang lolos tahap prakualifikasi, hinggadiperoleh pemenang lelang. Setelah ditetapkan sebagai pemenang lelang, calon pengembang dapat mengajukan permohonan penerbitan Izin Usaha Ketenagalistrikan Untuk Kepentingan Umum (IUKU) sementara kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral.

Pada tahap ini PLN dan pemenang lelang melakukan proses negosiasi PPA. Setelah diperoleh kesepakatan antara PKUK dan pemenang lelang, dilakukan pengajuan persetujuan korporasi kepada Meneg BUMN. Hasil hasil negosiasi harga jual tenaga listrik diajukan kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral untuk mendapatkan persetujuan. Setelah mendapatkan IUKU sementara, persetujuan korporasi dari Meneg BUMN dan persetujuan harga jual dari MESDM, maka PT PLN (Persro) dan pengembang dapat melaksanakan penandatanganan kontrak Power Purchase Agreement (PPA).

Jangka waktu pe laksanaan keseluruhan proses pelaksanaan pelelangan umum harus selesai dalam waktu:

• 196 hari sampai dengan penandatanganan kontrak (untukkapasitas≤15MW);

• 321 hari sampai dengan penandatanganan kontrak (untuk kapasitas > 15 MW);

Setelah menandatangani kontrak jual beli tenaga listrik (Power Purchase Agreement) dengan PT PLN persero, pengembang dapat mengajukan permohonan penerbitan IUKU kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral disertai dengan persyaratan dokumen yang ditentukan.

Bagan proses pelelangan umum jual beli listrik (sebagaimana diatur dalam Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 01 Tahun 2006 jo. Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 04 Tahun 2007), sebagaimana pada gambar berikut.

Gambar 4.3.Mekanisme Pelelangan

Listrik Swasta(Sesuai Permen ESDM

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

Pengumuman Lelang Oleh PLN

Prakualifikasi(PO)Oleh PLN

Penunjukan Pemenang Oleh PLN

PelelanganOleh PLN

Negosiasi PPA Dengan PLN

Persetujuan KorporasiOleh Meneg. BUMN

Permohonan IUKUSementara Oleh Pengembang

Penerbitan IUKUSementara Oleh DESDM

Persetujuan Harga JualOleh MESDM

PPA Dengan PLNPermohonan IUKUOleh Pengembang

Penerbitan IUKUOleh DESDM



Penunjukan Langsung

Pembelian tenaga listrik dari pihak swasta yang dapat dilakukan dengan penunjukan langsung, berdasarkan Peraturan pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik jis Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 dan Peraturan Pemerintah Nomor 26 Tahun 2006, harus memenuhi kriteria-kriteria sebagai berikut:a. Pembelian tenaga listrik dari pembangkit tenaga

listrik yang menggunakan energi terbarukan, gas marjinal, batubara mulut tambang dan energi setempat lainnya;

b. Pembelian kelebihan tenaga listrik;c. Sistem tenaga listrik setempat dalam kondisi krisis

penyediaan tenaga listrik; ataud. Penambahan kapasitas pembangkit tenaga listrik

pada pusat pembangkit tenaga listrik yang telah beroperasi di lokasi yang sama.

Daerah yang mengalami kondisi krisis penyediaan tenaga listrik, ditetapkan oleh Pemerintah sesuai dengan usulan PT PLN (Persero). Pemerintah telah menerbitkan beberapa kali Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral tentang Penetapan Kondisi Penyediaan Tenaga Listrik yang menetapkan daerah-daerah yang mengalami kondisi krisis penyediaan tenaga listrik, yang ditetapkan berdasarkan perkembangan kondisi sistem kelistrikan di berbagai daerah, yang terakhir ditetapkan melalui Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 89-12/20/600.1/2010 tanggal 2 Maret 2010. Untuk wilayah yang telah ditetapkan sebagai daerah yang mengalami kondisi krisis pasokan tenaga listrik dalam Peraturan Menteri tersebut, maka pembelian tenaga listrik dari pihak swasta dapat dilakukan oleh PT PLN (Persero) melalui mekanisme penunjukan langsung.

Berdasarkan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 01 Tahun 2006 jo. Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 04 Tahun 2007, proses pelaksanaan penunjukan langsung dimulai dengan pengajuan usulan penjualan tenaga listrik melalui penunjukan langsung kepada PT PLN (Persero) oleh Koperasi dan Badan Usaha lain. Setelah melakukan evaluasi terhadap usulan

proposal yang diajukan Koperasi atau Badan Usaha lain tersebut dan dicapai kesepakatan awal kerjasama antara kedua belah pihak, maka PT PLN (Persero) mengajukan usulan pembelian tenaga listrik yang akan dilakukan melalui penunjukan langsung disertai alasannya kepada Menteri melalui Direktur Jenderal Listrik dan Pemanfaatan Energi untuk mendapatkan persetujuan.

Setelah mendapat persetujuan dari Menteri ESDM, PT PLN (Persero) melakukan penunjukan langsung dan negosiasi PPA dengan calon pengembang. Dalam tahap ini, calon pengembang dapat mengajukan permohonan penerbitan Izin Usaha Ketenagalistrikan Untuk Kepentingan Umum (IUKU) sementara kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral. Setelah diperoleh kesepakatan PPA antara PT PLN (Persero) dengan pengembang, dilakukan pengajuan persetujuan korporasi kepada Meneg BUMN. Hasil negosiasi harga jual tenaga listrik diajukan kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral untuk mendapatkan persetujuan. Setelah mendapatkan IUKU Sementara, persetujuan harga jual dari MESDM, dan persetujuan korporasi dari Meneg BUMN, PT PLN (Persero) dan pengembang dapat melaksanakan penandatanganan kontrak Power Purchase Agreement (PPA). Keseluruhan proses pelaksanaan penunjukan langsung hingga penandatanganan kontrak harus selesai dilaksanakan dalam waktu 110 hari.

Setelah menandatangani kontrak jual beli tenaga listrik (Power Purchase Agreement) dengan PT PLN persero, pengembang dapat mengajukan permohonan penerbitan IUKU kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral disertai dengan persyaratan dokumen yang telah ditentukan.

Sebagai gambaran bagan proses penunjukan

langsung jual beli listrik (sebagaimana diatur dalam Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 01 Tahun 2006 jo. Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 04 Tahun 2007), dapat dilihat pada gambar sebagai berikut:


Proposal Pengembang

Evaluasi dan Permohonan Untuk Penunjukan

Langsung oleh PLN

Persetujuan Untuk Penunjukan Pemenang

oleh DESDM

Penunjukan LangsungOleh PLN




Penerbitan IUKUSementara Oleh DESDMPersetujuan Harga Jual

Oleh MESDM

PPA Dengan PLN Permohonan IUKUOleh Pengembang


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

Nomor 04/2007)

Pemilihan Langsung

Pembelian tenaga listrik yang dapat dilakukan melalui mekanisme penunjukan langsung berdasarkan Pasal 11 ayat (6a) Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik jis Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 dan Peraturan Pemerintah Nomor 26 Tahun 2006, adalah pembelian tenaga listrik dalam rangka diversifikasi energi untuk pembangkit tenaga listrik ke non-bahan bakar minyak. Selain itu, berdasarkan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 01 Tahun 2006 jo. Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 04 Tahun 2007, pemilihan langsung juga dapat dilakukan dalam hal:• Pengembang yang mengajukan

permohonan untuk penunjukan langsung di sistem PT PLN (Persero) lebih dari 1 (satu); dan

• Jumlah kapasitas yang ditawarkanoleh pengembang melebihi kebutuhan tambahan kapasitas sistem PT PLN (Persero).

Proses pelaksanaan pemil ihan langsung dimulai dengan mengajukan usulan pembelian tenaga listrik yang akan dilakukan melalui pemilihan langsung oleh PT PLN (Persero) disertai dengan alasannya kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral melalui Direktur Jenderal Listrik dan Pemanfaatan Energi untuk mendapatkan persetujuan. Setelah mendapat persetujuan dari Direktur Jenderal atas nama Menteri, PT PLN (Persero) melakukan proses permilihan langsung. Selanjutnya PLN melakukan negosiasi PPA dengan pemenang hasil pemilihan langsung tersebut. Selama proses negosiasi tersebut pengembang yang ditunjuk dapat mengajukan permohonan IUKU Sementara kepada DESDM.

Setelah diperoleh kesepakatan PPA antara PT PLN (Persero) dengan pengembang, PT PLN (Persero) melaporkan hasil negosiasi dan mengajukan usulan harga



jual tenaga listrik Menteri untuk mendapat persetujuan serta pengajuan persetujuan korporasi kepada Meneg BUMN. Setelah mendapatkan IUKU Sementara, persetujuan harga jual dari MESDM, dan persetujuan korporasi dari Meneg BUMN, PT PLN (Persero) dan pengembang dapat melaksanakan penandatanganan kontrak Power Purchase Agreement (PPA).

Keseluruhan proses pelaksanaan pemilihan langsung, hingga penandatanganan kontrak harus selesai dilaksanakan dalam waktu 170 hari.

Setelah menandatangani kontrak jual beli tenaga listrik (Power Purchase Agreement) dengan PT PLN persero, pengembang dapat mengajukan permohonan penerbitan IUKU kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral disertai dengan persyaratan dokumen yang telah ditentukan.

Proses pemilihan langsung sebagaimana diatur dalam Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 01 Tahun 2006 jo. Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 04 Tahun 2007, dapat di lihat pada gambar sebagai berikut.

Evaluasi Calon berdasarkan Shorlisted

Oleh PLN

Permohonan Untuk Pemilihan Langsung oleh

PLN

Persetujuan Untuk Pemilihan Langsung oleh

DESDM

Pemilihan LangsungOleh PLN




Penerbitan IUKUSementara Oleh DESDMPersetujuan Harga Jual

Oleh MESDM

PPA Dengan PLN Permohonan IUKUOleh Pengembang


Gambar 4.4.Mekanisme Pemilihan langsung Listrik Swasta(Sesuai Permen ESDM Nomor 01/2006 jo Permen ESDM

Nomor 04/2007)


ewenangan dan Pemberian Izin Usaha KetenagalistrikanK4.2.

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

listrik baik sarana maupun energi listriknya berada dalam daerahnya maisng-masing yang tidak terhubung ke dalam Jaringan Transmisi Nasional.

b. Gubernur, untuk usakha penyediaan tenaga listrik lintas kabupaten atau kota baik sarana maupun energi listriknya yang tidak terhubung dengan Jaringan Transmisi Nasional.

c. Menteri, untuk usaha penyediaan tenaga listrik lintas provinsi baik sarana maupun energi listriknya yang tidak terhubung ke dalam Jaringan transmisi Nasional atau usaha penyediaan tenaga listrik yang terhubung ke dalam Jaringan Transmisi Nasional.


Secara umum pengajuan permohonan Izin Usaha Ketenagalistrikan untuk Kepentingan Umum (IUKU) dan Izin Usaha Ketenagalistrikan untuk Kepentingan Sendiri (IUKS) harus memenuhi kelengkapan persyaratan administratif dan teknis. Persyaratan administratif yang harus dipenuhi meliputi:1. Identitas pemohon;2. Akta pendirian perusahaan;3. Profilperusahaan;4. NPWP; dan5. Kemampuan pendanaan.

Persyaratan teknis yang harus dipenuhi meliputi:1. Studi kelayakan;2. Lokasi instalasi termasuk tata letak (gambar

situasi);3. Diagram satu garis (single line diagram);4. Jenis dan kapasitas usaha;5. Keterangan/gambar daerah usaha dan Rencana

Usaha Penyediaan Tenaga Listrik;6. Jadwal pembangunan;7. Jadwal pengoperasian; dan8. Izin dan persyaratan lain sesuai peraturan

perundang-undangan yang berlaku.

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

A. IUKU SementaraDari mekanisme pembelian tenaga listrik

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

dilengkapi dengan persyaratan dokumen berupa persyaratan administratif dan persyaratan teknis. Persyaratan administratif yang harus dipenuhi yaitu:1. Identitas pemohon;2. Akta pendirian perusahaan;3. Profilperusahaan;4. Nomor Pokok Wajib Pajak (NPWP).

Persyaratan teknis yang harus dipenuhi yaitu:1. Studi kelayakan awal;2. Jenis dan kapasitas pembangkit;3. Jadwal pembangunan;4. Surat penunjukan pemenang lelang atau

penunjukan/pemilihan langsung dari PKUK atau PIUKU

B. IUKUProses penerbitan IUKU hanya dapat dilakukan

terhadap pengembang, apabila pengembang telah menandatangani kontrak jual beli tenaga listrik (Power Purchase Agreement) dan telah mendapatkan kepastian pendanaan (financial closing) untuk melaksanakan pembangunan sarana ketenagalistrikan tersebut. Apabila persyaratan tersebut telah dipenuhi, maka pengembang dapat mengajukan permohonan penerbitan IUKU kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral dilengkapi dengan persyaratan dokumen berupa persyaratan administratif dan persyaratan teknis. Persyaratan administratif yang harus dipenuhi meliputi:1. Identitas pemohon;2. Akta pendirian perusahaan;3. Profilperusahaan;4. NPWP; dan5. Kemampuan pendanaan.

Persyaratan teknis yang harus dipenuhi yaitu:1. Studi kelayakan;2. Lokasi instalasi termasuk tata letak (gambar

situasi);3. Diagram satu garis (single line diagram);4. Jenis dan kapasitas usaha;5. Keterangan/gambar daerah usaha dan Rencana

Usaha Penyediaan TL.;6. J a d w a l p e m b a n g u n a n & r e n c a n a

pengoperasian;7. Persetujuan harga jual TL atau sewa menyewa

jaringan; dan8. Izin dan persyaratan lainnya meliputi: AMDAL atau

UKL & UPL, IMB dan Izin Penanaman Modal.

ekanisme Permohonan IzinM4.3.


Gambar 4.6.

Mekanisme Permohonan Izin


Gambar 4.7.


No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume

Investasi (juta USD)

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)

1. Pembangkit Tenaga Listrik (MW)

221 188,0 26 118,7 94 95,4 63 124,2 0 219,5

2. Transmisi Tenaga Listrik (kms)

1.010 29,6 328 7,2 4 8,9 280 23,6 0 42,2

3. Gardu Induk (MVA) 240 12,3 120 6,1 20 7,1 110 20,9 90 42,6

4. Sistem Distribusi

- Gardu Distribusi (MVA)

22 2,5 23 2,6 24 2,7 25 2,9 27 3,2

- JTM (kms) 453 10,9 471 11,3 496 11,9 530 12,8 568 13,7

- JTR (kms) 494 4,3 512 4,4 547 4,7 583 5,0 634 5,5

5. Listrik Perdesaan (2011-2014)

- Gardu Distribusi (Unit/kVA)

266 12.150 1,8 95 8.000 1,4 114 7.650 1,8 108 6.500 1,9

- JTM (kms) 411 7,1 150 4,5 164 5,5 162 6,2

- JTR (kms) 670 6,5 191 3,3 209 4,0 221 4,6

262,9 159,6 142,1 202,2 326,7

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi NAD

No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


640 598,8 24 695,7 638 732,6 475 343,3 45 154,5


786 56,6 220 52,2 552 16,2 46 2,5 30 2,8

3. Gardu Induk (MVA) 2.130 52,0 700 41,9 1.210 14,5 90 6,1 150 8,8



373 4,5 602 6,6 583 6,4 579 6,4 554 6,1

- JTM (kms) 1.017 373 1.304 38,9 1.403 41,5 1.534 44,2 1.668 46,6

- JTR (kms) 933 8,3 860 7,7 778 6,9 682 5,9 538 4,5



157 4.675 0,9 170 5.000 1,4 204 6.600 2,0 190 6.000 2,0

- JTM (kms) 350 7,3 460 10,7 440 11,3 422 11,9

- JTR (kms) 201 2,0 216 2,3 216 2,4 210 2,8

1.103,6 857,5 833,8 425,0 223,4

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi SUMUT

EKAPITULASI KEBUTUHANINFRASTRUKTUR DAN INVESTASI R

LAMPIRAN


No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


1 200,3 286 334,4 0 301,7 220 248,8 200 75,6


232 114,4 902 32,2 0 0,4 14 0,4 0 1,4

3. Gardu Induk (MVA) 170 27,6 530 11,4 60 4,6 60 5,9 90 8,4



28 2,0 35 2,6 38 2,7 41 3,0 45 3,3

- JTM (kms) 226 6,0 270 7,1 280 7,4 297 7,8 315 8,3

- JTR (kms) 334 4,0 344 4,1 359 4,3 382 4,5 407 4,8



166 7.225 1,1 112 6.150 1,7 80 7.450 1,5 80 7.450 1,8

- JTM (kms) 305 6,42 316 9,4 301 10,1 301 10,6

- JTR (kms) 223 2,8 307 3,5 307 4,2 307 4,5

364,6 406,4 336,9 287,4 101,8

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi SUMBAR

No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


34 154,5 116 133,5 128 71,9 7 90,5 5 244,4


414 58,8 704 23,7 150 45,3 130 113,9 670 49,5

3. Gardu Induk (MVA) 50 30,6 730 15,4 120 30,9 90 63,2 1.130 25,6



52 4,9 56 5,4 62 6,0 73 7,0 83 7,9

- JTM (kms) 408 9,2 447 10,1 494 11,1 580 13,1 657 14,8

- JTR (kms) 493 4,8 539 5,2 596 5,8 699 6,8 792 7,6



380 28.000 3,9 100 7.900 1,9 97 7.650 2,0 100 7.900 2,2

- JTM (kms) 310 6,5 175 5,0 170 5,2 170 5,6

- JTR (kms) 389 4,4 200 2,6 190 2,6 180 2,7

277,6 202,8 180,8 304,9 349,9

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi RIAU


No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


17 59,8 28 81,7 34 63,2 52 40,3 0 -


0 - 0 3,6 0 21,6 158 33,8 112 10,5

3. Gardu Induk (MVA) 0 - 0 1,4 0 4,0 90 2,3 0 1,0



12 1,1 13 1,2 14 1,4 17 1,6 19 1,8

- JTM (kms) 95 2,1 103 2,3 114 2,6 134 3,0 152 3,4

- JTR (kms) 113 1,1 123 1,2 136 1,3 160 1,5 181 1,7



- JTM (kms)

- JTR (kms)

64,2 91,4 94,1 82,6 18,5

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi KEPRI

No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


28 57,7 6 78,6 55 89,3 89 45,2 0 -


48 6,8 0 13,7 333 4,4 0 0,6 24 0,2

3. Gardu Induk (MVA) 30 2,6 0 5,8 85 2,5 30 0,3 0 0,5



7 0,5 7 0,6 8 0,6 9 0,7 10

- JTM (kms) 67 1,2 73 1,3 80 1,4 88 1,6 97

- JTR (kms) 70 0,7 76 0,8 83 0,8 91 0,9 101



149 11.300 1,5 176 8.800 2,6 180 9.050 2,8 184 9.200 3,0 0,8

- JTM (kms) 450 11,1 752 19,1 769 20,5 776 21,7 1,7

- JTR (kms) 344 3,7 654 6,4 668 6,9 674 7,3 1,0

85,9 128,8 129,3 81,3 4,2

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi BENGKULU

REKAPITULASI KEBUTUHAN INFRASTRUKTUR DAN INVESTASI


No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


0 49,8 28 95,7 55 62,9 55 78,9 0 131,3


0 8,1 185 14,0 130 46,4 170 84,3 420 29,5

3. Gardu Induk (MVA) 0 30,2 560 20,8 60 26,9 780 15,2 90 12,0



14 1,1 15 1,2 16 1,3 17 1,4 19 1,5

- JTM (kms) 149 2,7 163 2,9 177 3,2 189 3,4 203 3,6

- JTR (kms) 144 1,5 156 1,6 170 1,7 182 1,9 196 2,0



360 23.500 3,1 390 26.000 6,1 379 25.950 6,6 360 25.000 6,1

- JTM (kms) 366 8,0 444 10,5 471 11,9 436 10,5

- JTR (kms) 319 2,5 564 5,0 535 5,3 57.149 5,0

106,8 157,7 166,3 206,6 179,9

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi JAMBI

No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


328 439,6 30 673,8 555 984,7 630 827,7 750 476,7


227 60,5 501 80,8 293 120,6 890 98,0 167 148,5

3. Gardu Induk (MVA) 270 48,4 1.520 44,2 60 66,7 1.215 106,2 90 232,8



35 2,8 37 42 45 51

- JTM (kms) 436 7,8 474 519 569 629

- JTR (kms) 367 3,8 395 433 475 527



459 29.450 3,5 235 11.750 2,8 240 12.000 3,1 225 11.250 3,2

- JTM (kms) 480 9,4 800 14,1 738 14,5 750 16,1

- JTR (kms) 323 3,7 575 6,9 611 8,1 553 8,1

579,5 822,6 1.197,7 1.059,2 858,0

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi SUMSEL


No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


105 61,2 14 67,4 14 56,1 60 28,5 0 -


50 10,5 140 14,1 400 3,8 0 - 0 -

3. Gardu Induk (MVA) 190 5,2 0 5,3 90 2,3 0 2,3 60 2,1



18 0,7 17 0,8 14 0,8 16 1,0 19 1,1

- JTM (kms) 283 3,4 190 2,3 187 2,2 226 2,7 232 2,8

- JTR (kms) 322 2,6 295 2,4 250 2,1 285 2,3 326 2,7



96 7.100 0,6 115 11.650 1,8 105 9.050 1,6 130 11.600 2,2

- JTM (kms) 292 6,6 336 8,1 365 9,3 345 9,7

- JTR (kms) 147 1,4 240 2,7 230 2,8 215 2,8

92,2 104,8 81,1 51,5 8,6

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi BABEL

No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


255 176,1 55 277,9 24 324,5 275 184,8 0 -


161 12,8 280 9,2 80 11,7 190 49,8 150 121,4

3. Gardu Induk (MVA) 80 8,7 120 11,6 210 13,1 240 9,3 180 6,0



38 2,6 36 2,7 39 2,8 43 3,0 47 3,1

- JTM (kms) 181 2,3 141 2,1 134 2,0 130 1,9 125 1,8

- JTR (kms) 327 4,7 296 5,1 308 5,5 325 6,1 345 6,7



230 16.500 2,6 102 8.250 2,7 76 6.350 2,4 52 4.100 1,9

- JTM (kms) 370 8,1 420 13,4 227 8,7 205 9,5

- JTR (kms) 633 6,2 531 6,9 310 4,8 280 5,2

224,3 331,6 375,6 271,5 139,1

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi LAMPUNG



No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


0 159,7 196 264,4 88 163,1 158 81,4 30 50,9


112 49,8 1.080 22,5 280 5,4 6 19,0 180 31,8

3. Gardu Induk (MVA) 60 20,3 400 11,4 90 5,3 90 6,7 60 9,4



39 2,8 39 2,8 38 2,7 36 2,6 39 2,8

- JTM (kms) 475 12,6 514 13,6 545 14,4 578 15,3 612 16,2

- JTR (kms) 586 6,9 633 7,5 671 8,0 712 8,4 754 9,0



197 10.075 1,4 48 2.425 0,7 47 2.300 0,8 47 2.400 1,0

- JTM (kms) 348 8,9 553 16,1 511 17,4 468 17,1

- JTR (kms) 221 5,4 625 9,1 590 10,0 645 11,8

267,8 348,1 227,1 163,3 120,0

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi KALBAR

No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


16 145,8 34 141,3 170 158,8 120 236,6 100 141,4


346 31,5 606 20,1 304 7,5 2 7,6 240 2,3

3. Gardu Induk (MVA) 60 5,6 60 4,5 30 4,6 60 3,9 60 1,0



14 2,8 13 2,7 11 2,2 12 2,4 12 2,6

- JTM (kms) 290 7,6 277 7,3 225 5,9 241 6,3 258 6,8

- JTR (kms) 247 2,9 236 2,8 193 2,3 207 2,5 221 2,6



131 7.300 1,2 158 8.850 2,8 139 7.650 2,6 137 7.850 2,8

- JTM (kms) 271 7,9 678 25,1 508 21,6 417 17,1

- JTR (kms) 110 2,8 91 2,4 68 2,0 46 1,5

208,3 208,9 207,5 280,8 156,7

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi KALTENG


No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


130 115,4 14 138,8 104 122,5 100 67,1 65 19,5


248 16,4 298 8,0 0 9,3 213 2,8 0 1,9

3. Gardu Induk (MVA) 60 4,0 0 2,2 30 1,8 0 3,9 90 4,5



35 7,2 33 6,8 28 5,7 30 6,1 32 6,5

- JTM (kms) 725 19,1 693 18,3 562 14,8 602 15,9 645 17,0

- JTR (kms) 725 7,5 602 7,1 492 5,8 527 6,3 564 6,7



131 7.300 1,3 140 7.000 2,0 140 7.250 2,1 150 8.250 2,5

- JTM (kms) 186 5,2 275 8,0 260 8,1 250 8,3

- JTR (kms) 143 2,1 100 3,0 109 4,1 105 4,3

178,1 194,2 174,2 117,1 56,2

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi KALSEL

No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


0 335,7 393 434,1 335 214,0 107 46,3 0 72,9


180 34,2 487 30,3 544 10,4 0 7,2 220 2,2

3. Gardu Induk (MVA) 150 10,9 120 10,1 180 4,9 60 4,6 60 4,8



78 5,6 115 8,3 128 9,3 80 5,8 88 6,4

- JTM (kms) 482 8,2 663 11,3 787 13,4 764 13,0 872 14,9

- JTR (kms) 373 3,9 516 5,4 596 6,3 542 5,7 603 6,4



92 9.200 1,1 49 7.840 1,2 54 8.640 1,3 50 17.600 2,7

- JTM (kms) 195 6,0 190 7,6 196 7,7 228 9,6

- JTR (kms) 88 1,2 33 0,5 52 0,8 40 0,6

406,9 508,8 268,1 95,6 107,5

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi KALTIM



No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


50 117,9 59 152,6 92 118,2 80 50,4 16 12,6


152 2,1 4 1,8 40 1,4 32 0,3 0 -

3. Gardu Induk (MVA) 190 5,7 70 4,4 0 4,4 90 4,6 40 3,4



26 1,9 28 2,1 31 2,3 34 2,5 37 2,7

- JTM (kms) 144 2,5 139 2,4 147 2,5 160 2,7 175 3,0

- JTR (kms) 232 2,5 247 2,6 271 2,9 296 3,1 306 3,2



70 5.500 0,7 112 6.050 1,9 115 5.775 2,1 111 5.625 2,2

- JTM (kms) 150 5,2 194 8,4 193 9,2 182 9,5

- JTR (kms) 160 2,1 248 5,3 248 5,8 255 6,5

140,6 181,4 148,7 81,9 24,9

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi SULUT

No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


50 49,8 20 95,7 12 14,6 0 - 0 -


500 5,3 16 3,1 0 7,0 210 3,1 20 1,1

3. Gardu Induk (MVA) 80 1,9 0 - 0 0,6 0 1,3 30 0,4



6 0,5 7 0,5 8 0,5 8 0,6 9 0,7

- JTM (kms) 32 0,5 31 0,5 33 0,6 36 0,6 39 0,7

- JTR (kms) 56 0,6 60 0,6 66 0,7 72 0,8 74 0,8



610 48.500 5,7 79 9.500 2,3 83 10.000 2,5 79 9.500 2,7

- JTM (kms) 183 5,0 460 15,3 500 16,5 550 17,5

- JTR (kms) 180 1,8 450 11,2 500 12,1 520 12,8

71,1 129,4 55,0 39,2 3,6

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi GORONTALO


No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


198 144,2 68 143,9 46 140,7 271 200,4 12 10,6


632 35,9 0 45,4 360 19,7 0 15,3 480 11,1

3. Gardu Induk (MVA) 80 2,4 0 1,6 0 7,0 90 8,4 110 4,2



16 1,2 18 1,3 19 1,4 21 1,5 23 1,7

- JTM (kms) 76 1,3 73 1,2 77 1,3 84 1,4 92 1,6

- JTR (kms) 145 1,5 154 1,6 169 1,8 184 1,9 191 2,0



190 9.625 2,1 190 9.650 2,5 197 9.850 2,5 199 9.950 2,7

- JTM (kms) 300 8,3 556 15,3 569 16,5 575 17,5

- JTR (kms) 490 6,4 579 11,2 592 12,1 597 12,8

203,2 224,2 203,0 261,9 31,2

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi SULTENG

No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


234 268,4 204 234,3 150 264,2 208 246,9 200 218,1


370 25,4 313 6,6 70 0,8 2 0,6 2 8,4

3. Gardu Induk (MVA) 460 13,3 150 10,4 180 8,0 180 8,6 150 10,5



97 7,1 108 7,8 109 7,9 101 7,3 112 8,1

- JTM (kms) 934 15,9 968 16,5 895 15,3 806 13,7 889 15,1

- JTR (kms) 1.103 11,6 1.189 12,5 1.137 12,0 1.058 11,2 1.167 12,3



331 21.700 3.3 170 10.400 2,6 187 10.500 3,0 242 14.100 4,3

- JTM (kms) 438 8,6 204 5,1 212 5,7 235 8,6

- JTR (kms) 511 5,8 268 3,6 266 3,7 313 4,8

359.4 299,4 320,6 306,1 272,6

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi SULSEL



No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


8 9,6 0 - 0 12,3 14 17,1 0 -


0 - 0 1,3 0 2,9 90 0,9 0 -

3. Gardu Induk (MVA) 60 0,5 0 0,3 0 0,8 30 0,3 0 -



5 0,4 6 0,4 6 0,4 5 0,4 6 0,4

- JTM (kms) 37 0,6 39 0,7 36 0,6 32 0,5 36 0,6

- JTR (kms) 57 0,6 62 0,6 59 0,6 55 0,6 60 0,6



- JTM (kms)

- JTR (kms)

11,7 3,3 17,7 19,7 1,7

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi SULBAR

No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


21 83,7 32 96,0 70 82,5 20 58,9 33 88,9


0 14,4 20 31,3 980 9,4 0 - 0 -

3. Gardu Induk (MVA) 40 7,1 60 11,7 183 5,5 90 1,3 0 1,7



14 1,0 15 1,1 15 1,1 14 1,0 16 1,1

- JTM (kms) 113 1,9 117 2,0 108 1,8 98 1,7 108 1,8

- JTR (kms) 154 1,6 166 1,8 159 1,7 148 1,6 163 1,7



86 3.450 0,7 24 1.505 0,4 23 1.175 0,4 25 800 0,3

- JTM (kms) 254 6,8 162 4,9 149 4,8 140 4,9

- JTR (kms) 187 2,1 23 0,3 37 0,5 54 0,7

119,4 149,5 107,8 70,3 95,3

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi SULTRA


No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


96 172,5 63 185,3 125 123,1 60 61,5 55 57,4


113 5,8 108 5,1 121 2,5 61 4,4 0 9,0

3. Gardu Induk (MVA) 70 9,0 110 4,9 20 3,3 60 4,4 70 4,5



36 4,8 30 4,1 16 2,1 17 2,3 18 2,4

- JTM (kms) 536 12,9 454 10,9 235 5,6 251 6,0 268 6,4

- JTR (kms) 536 7,5 454 6,3 235 3,3 251 3,5 268 3,7



117 9.075 1,1 305 24.745 5,4 324 26.545 6,3 345 28.095 7,4

- JTM (kms) 316 8,6 296 10,7 364 14,5 339 14,9

- JTR (kms) 140 2,9 430 10,0 343 8,9 345 9,8

225,1 242,8 169,7 114,1 83,5

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi NTB

No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


95 99,0 32 46,8 27 42,2 45 56,1 11 34,1


294 2,4 0 4,5 0 10,2 326 3,1 0 -

3. Gardu Induk (MVA) 170 3,2 0 2,0 30 3,6 60 1,3 0 1,1



17 1,4 18 1,6 20 1,7 22 1,9 24 2,1

- JTM (kms) 237 5,8 243 6,0 248 6,1 252 6,2 254 6,2

- JTR (kms) 273 2,9 282 3,0 292 3,1 300 3,2 307 3,3



241 14.550 2,0 309 15.450 3,4 360 18.000 4,2 365 18.250 4,5

- JTM (kms) 583 15,0 495 14,8 542 17,1 546 18,3

- JTR (kms) 469 5,4 358 5,3 413 6,5 429 7,1

137,3 87,3 94,7 101,7 46,8

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi NTT



No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


0 43,7 20 66,4 63 58,1 19 24,1 19 30,9


0 3,5 60 2,6 40 0,5 0 - 0 19,9

3. Gardu Induk (MVA) 0 3,4 50 1,9 30 0,3 0 0,4 0 4,0



11 0,9 10 0,8 11 0,9 11 1,0 12 1,1

- JTM (kms) 39 1,0 29 0,7 37 0,9 41 1,0 44 1,1

- JTR (kms) 95 1,0 86 1,0 92 1,0 100 1,1 108 1,2



75 4.000 0,6 150 7.500 2,2 154 7.700 2,4 156 7.800 2,5

- JTM (kms) 211 6,3 400 14,2 409 15,3 413 16,2

- JTR (kms) 50 1,0 449 9,7 459 10,4 463 11,0

61,5 99,6 89,8 57,2 58,1

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi MALUKU

No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


16 30,6 11 33,7 11 43,0 37 36,9 6 5,4


0 - 0 2,0 0 4,5 128 1,4 0 -

3. Gardu Induk (MVA) 0 - 0 - 0 - 0 - 0 0,5



6 0,5 5 0,4 6 0,5 6 0,5 7 0,6

- JTM (kms) 23 0,6 17 0,4 22 0,5 24 0,6 26 0,6

- JTR (kms) 50 0,5 46 0,5 49 0,5 53 0,6 57 0,6



106 7.300 0,9 261 13.050 3,3 267 13.350 3,6 269 13.450 3,8

- JTM (kms) 235 5,7 627 16,6 641 17,8 648 18,9

- JTR (kms) 166 1,9 504 9,4 516 10,1 520 10,6

40,6 66,4 80,5 73,3 7,8

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi MALUKU UTARA


No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


26 66,7 21 91,1 99 100,1 22 36,3 6 32,9


0 10,8 340 3,3 0 - 0 - 0 -

3. Gardu Induk (MVA) 0 5,0 110 1,6 0 0,3 0 1,0 30 1,3



16 1,4 19 1,6 21 1,8 24 2,0 22 1,9

- JTM (kms) 177 4,4 217 5,3 228 5,6 245 6,0 224 5,5

- JTR (kms) 224 2,4 257 2,7 289 3,1 324 3,5 300 3,2



111 5.900 1,1 202 10.275 3,8 270 13.500 5,3 280 14.000 5,7

- JTM (kms) 355 12,0 520 16,4 700 22,1 750 23,7

- JTR (kms) 162 1,8 496 4,7 740 7,0 820 7,8

105,6 130,5 145,3 86,0 44,7

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi PAPUA

No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


23 25,1 7 42,7 28 37,9 18 17,6 1 17,5


0 2,9 90 1,7 0 1,9 60 0,6 0 -

3. Gardu Induk (MVA) 0 1,0 0 2,6 40 0,3 0 0,2 0 0,8



9 0,8 11 0,9 12 1,0 13 1,2 12 1,1

- JTM (kms) 101 2,5 124 3,0 129 3,2 139 3,4 127 3,1

- JTR (kms) 128 1,4 147 1,6 165 1,8 185 2,0 172 1,8



- JTM (kms)

- JTR (kms)

33,7 52,5 46,0 24,9 24,3

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi PAPUA BARAT



No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


0 242,5 130 172,8 460 95,0 0 37,6 0 92,4


158 51,9 207 15,1 10 37,7 10 80,9 440 24,1

3. Gardu Induk (MVA) 150 7,0 60 15,5 210 33,4 330 46,4 1.120 16,0



39 1,7 50 2,2 63 2,8 78 3,5 88 3,9

- JTM (kms) 184 4,2 237 5,3 294 6,6 355 8,0 388 8,7

- JTR (kms) 120 0,8 188 1,2 259 1,6 334 2,1 372 2,3



155 15.780 1,3 65 6.750 1,2 52 8.350 1,8 141 21.450 3,4

- JTM (kms) 84 2,4 153 3,3 104 3,9 60 2,5

- JTR (kms) 168 3,0 94 2,1 101 2,4 82 2,3

314,8 218,8 185,2 186,7 147,4

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi BALI

No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


1.570 306,2 0 55,8 0 259,7 0 397,0 110 592,8


529 30,3 28 25,1 179 12,6 58 120,2 16 263,6

3. Gardu Induk (MVA) 2.046 81,6 980 67,8 720 57,5 1.240 33,3 120 47,2



177 16,6 166 14,3 167 14,9 172 14,8 209 18,1

- JTM (kms) 1.064 73,2 879 56,2 628 33,8 655 35,9 982 64,6

- JTR (kms) 1.267 8,4 1.386 8,7 1.374 8,7 1.460 9,3 1.659 10,1



169 9.700 1,2 0 8.850 2,2 0 4.250 1,1 0 5.650 1,6

- JTM (kms) 159 3,7 658 7,6 682 7,7 597 8,9

- JTR (kms) 276 3,0 421 7,5 475 9,8 392 9,4

524,2 245,1 405,9 630,3 996,4

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi BANTEN


No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


3.214 1.669,0 325 1.690,0 655 1.736,1 2.762 1.348,8 30 663,9


729 115,7 632 108,6 418 136,7 726 63,0 262 40,9

3. Gardu Induk (MVA) 5.396 252,1 3.600 185,2 2.040 140,3 2.020 301,7 440 581,6



362 56,3 244 37,9 283 44,0 247 38,3 315 48,9

- JTM (kms) 2.014 66,2 2.087 68,9 2.175 67,1 2.294 71,4 2.446 76,3

- JTR (kms) 3.742 42,3 3.952 45,0 4.175 47,8 4.410 50,9 4.659 54,1



240 14.500 2,1 0 15.100 2,8 0 16.500 3,1 0 18.400 3,4

- JTM (kms) 242 6,3 658 8,3 682 9,0 597 9,6

- JTR (kms) 480 6,4 421 4,4 475 4,8 392 5,0

2.216,5 2.151,2 2.189,0 1.892,1 1.465,7

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi JAWA BARAT

No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


630 1.112,2 1.320 1.381,0 55 1.317,5 1.715 1.131,0 1.305 857,4


505 75,8 421 76,2 137 112,8 666 36,7 34 9,5

3. Gardu Induk (MVA) 2.512 87,0 2.260 75,8 540 99,5 1.950 58,4 1.040 44,9



302 12,0 209 8,3 235 9,3 255 10,1 278 11,0

- JTM (kms) 1.860 53,0 1.258 35,8 1.396 39,8 1.426 40,6 1.694 48,3

- JTR (kms) 3.075 15,7 2.126 10,9 2.388 12,2 2.598 13,3 2.827 14,4



400 20.000 1,3 155 23.350 1,8 165 22.900 1,9 161 22.500 2,1

- JTM (kms) 291 4,2 370 5,1 400 5,5 415 5,8

- JTR (kms) 368 3,9 350 6,2 380 6,8 504 7,2

1.365,1 1.601,1 1.605,4 1.305,3 985,6

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi JAWA TENGAH



No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


0 - 0 - 0 - 0 - 0 -


10 0,2 0 - 0 0,4 0 0,9 10 0,3

3. Gardu Induk (MVA) 120 1,9 0 2,5 120 20,5 0 43,9 800 20,8



43 1,7 30 1,2 34 1,3 37 1,4 40 1,6

- JTM (kms) 232 6,6 157 4,5 174 5,0 178 5,1 211 6,0

- JTR (kms) 440 2,2 304 1,6 342 1,7 372 1,9 405 2,1



- JTM (kms)

- JTR (kms)

12,7 9,7 28,9 53,2 30,7

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi DIY

No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


1.290 954,8 815 789,9 755 614,0 675 452,0 0 354,7


93 84,8 643 36,8 136 20,5 160 21,1 155 9,6

3. Gardu Induk (MVA) 1.902 170,6 3.410 127,0 1.940 107,3 1.510 91,4 1.390 64,9



580 17,9 619 19,1 660 20,3 703 21,7 749 23,1

- JTM (kms) 1.624 34,5 1.732 33,6 1.847 35,8 1.968 38,3 2.097 40,9

- JTR (kms) 1.990 18,9 2.123 20,1 2.263 21,5 2.412 22,9 2.569 24,4



125 10.650 0,9 179 13.200 2,7 183 13.300 2,9 191 13.900 3,1

- JTM (kms) 175 3,5 224 5,7 224 6,0 226 6,3

- JTR (kms) 256 3,6 315 5,3 335 5,9 337 6,2

1.289,4 1.040,1 834,1 663,0 517,5

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi JAWA TIMUR


No. Uraian

2011 2012 2013 2014 2015

VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)Volume


VolumeInvestasi

(juta USD)


694 291,8 243 79,7 0 - 0 - 0 -


190 48,2 51 15,8 6 33,2 56 57,2 102 57,1

3. Gardu Induk (MVA) 2.758 174,1 1.340 177,6 1.360 138,1 1.420 136,3 1.020 182,9



371 25,1 391 26,4 377 25,4 408 27,6 488 32,9

- JTM (kms) 1.657 156,2 1.123 109,4 407 50,8 407 54,0 1.190 127,4

- JTR (kms) 2.160 6,6 2.427 6,4 2.293 5,2 2.448 5,6 2.934 6,6



- JTM (kms)

- JTR (kms)

702,0 415,3 252,8 280,7 406,9

Rekapitulasi Infrastruktur & Kebutuhan InvestasiPropinsi DKI JAKARTA

101Peluang Investasi Sektor ESDM - Minerba


Peluang Investasi Sub Sektor

Pertambangan Mineral dan Batubara


102 Peluang Investasi Sektor ESDM - Minerba


PENDAHULUAN 1atar BelakangL1.1.

Sumber daya mineral dan batubara tersebar dan keberadaan di alam pada umumnya terbatas (limited) merupakan sumber daya alam yang tidak terbaharui (non-renewable). Sumber daya mineral dan batubara juga merupakan sumber penyedia bahan baku yang sangat vital bagi pengembangan industri dasar/berat dalam negeri yang merupakan landasan bagi pengembangan industri primer dan sekunder. Fungsinya juga sebagai penggerak mula (prime mover) pembangunan suatu negara melalui penghasilan devisa (foreign exchange earning), lapangan kerja, pengembangan wilayah, investasi,dll

Selaras dengan kebutuhan akan suatu panduan investasi pertambangan mineral dan batubara nasional, sangat penting bagi negara dalam penyusunan buku peluang investasi pertambangan mineral dan batubara yang mempertimbangkan dengan seksama korelasi antara kebutuhan nasional akan mineral dan batubara baik dalam jangka pendek maupun panjang dan pertahanan dan keamanan nasional (national security) serta program pembangunan nasional secara keseluruhan yang berkesinambungan.

Di sisi lain, untuk meningkatkan nilai tambah (added value), terdapat kewajiban bagi investor untuk memproses semua produk pertambangan mineral logam menjadi logam di Indonesia, baik dengan mendirikan pabrik peleburan (smelter) sendiri atau menggunakan fasilitas peleburan pihak lain. Oleh karena itu, dalam 5 (lima) tahun sejak tahun 2009, tidak diperbolehkan lagi melakukan ekspor komoditas tambang dalam bentuk bahan baku mentah (raw material). Seperti diketahui, hingga kini baru terdapat beberapa pabrik peleburan yang beroperasi di Indonesia antara lain PT. Smelting Gresik yang mengolah konsentrat tembaga hasil produksi Freeport Indonesia dan Newmont Nusa Tenggara, INCO dan Aneka Tambang yang mengolah bijih nikel menjadi nikel matte dan ferronikel. Sementara PT Timah dan Kobatin serta beberapa smelter dengan skala kapasitas kecil mengolah bijih timah. Dan satu-satunya produsen penghasil aluminium adalah Indonesia Asahan Aluminium (Inalum) yang kini dalam proses perpanjangan kontrak dengan pemerintah. Dengan adanya kewajiban untuk memproses semua produk pertambangan menjadi logam di dalam negeri, maka kini terdapat beberapa investor baru yang berminat membangun smelter, misalnya Nusantara Smelting Corp., National Aluminium Co., Jogja Magasa Mining Iron dan Konsorsium Mangan yang merencanakan membangun smelter di Nusa Tenggara Timur. Selain itu, BUMN pertambangan Aneka Tambang sedikitnya

akan membangun lima smelter dan pabrik pengolahan mineral yaitu pabrik Feronikel (FeNi) di Halmahera yang bekerja sama dengan Jinchuan Group Ltd. & Hanson Grup, Chemical Grade Alumina (CGA) Tayan, Smelter Grade Alumina (SGA) Mempawah, pabrik besi baja di Kalimantan Selatan yang bermitra dengan Krakatau Steel dan pabrik Nickel Pig Iron (NPI) di Mandiodo (Sultra). Sedangkan PT Timah setelah mengoperasikan pabrik tin solder di Riau, kini tengah merampungkan proyek pabrik tin chemical di Cilegon, Banten. Secara keseluruhan, total investasi proyek-proyek baru tersebut diperkirakan mencapai lebih dari US$ 10 miliar.

Sedangkan batubara sebagai sumber energi nasional memiliki peran strategis baik untuk memenuhi kebutuhan energi di dalam negeri maupun untuk memenuhi kebutuhan ekspor di dalam rangka untuk mendapatkan devisa bagi Negara. Pada tahun 1998 produksi batubara Indonesia masih mencapai 61,3 juta ton, dan pada tahun 2009 produksi batubara Indonesia sudah mencapai 254 juta ton per tahun, atau telah meningkat sebesar 4 kali lipat. Tahun 2009 produksi batubara Indonesia mencapai sekitar 270 juta ton. Di dalam konteks ini, sekitar 70% dari produksi batubara nasional tersebut di ekspor ke berbagai negara, sedangkan untuk pangsa pasar domestik masih sekitar 30% saja. Ke-depan kebutuhan domestik akan terus meningkat sehingga hal ini harus diantisipasi oleh Pemerintah.

Di dalam proyeksi ke-energian sampai tahun 2025 serta sesuai dengan Inpres 5 tahun 2025 tentang Kebijakan Energi Nasional, peran batubara didalam energi mix nasional akan terus meningkat menjadi 33 %, ini termasuk pencairan batubara sebesar 2%. Saat ini kontribusi batubara di dalam energi mix nasional masih sekitar 18%.

Hal yang perlu mendapat perhatian adalah bahwa batubara termasuk dalam sumber daya alam yang tidak terbarukan. Sumber daya batubara Indonesia saat ini sebesar 104,75 miliar ton dan cadangan sebesar 20,98 miliar ton atau setara 80 miliar SBM. Dibandingkan dengan cadangan batubara dunia hanya sekitar 2 % saja.

Ke-depan, peran batubara akan semakin penting, maka berbagai hal harus diperhatikan di dalam berbagai aspek pemanfaatannya dari hulu ke hilir. UU Minerba, mengamanatkan perlu adanya integrasi dari usaha hulu sampai ke hilir secara terpadu, karena dengan demikian akan dapat menyerap dan meningkatkan investasi, penerimaan Negara, tenaga kerja serta manfaat lainnya bagi Negara dan masyarakat.


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

1.2.1 Legislasi

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

UU Minerba merupakan pengganti UU No 11 tahun 1967 tentang Ketentuan-Ketentuan Pokok Perambangan. Dengan terbitnya UU Minerba maka telah mengakhiri skema kontrak namun menghormati keberadaan kontrak yang ada. UU Minerba memberikan kepastian hukum kepada semua pelaku pertambangan dan menciptakan iklim yang kondusif bagi investasi

Terdapat berbagai hal baru di dalam UU Minerba yang akan membawa kepada sejumlah perubahan mendasar di dalam praktek pertambangan di Indonesia, diantaranya:• UU Minerba mengamanatkan optimalisasi

penerimaan negara • Ditetapkan Wilayah Pertambangan (WP) yang

terdiri dari: Wilayah Usaha Pertambangan (WUP), Wilayah Pertambangan Rakyat (WPR) dan Wilayah Pencadangan Negara (WPN)

• Skema Perizinan berdasarkan UU Minerba: Izin Usaha Pertambangan (IUP), IUP Eksplorasi dan IUP Operasi Produksi, Izin Pertambangan Rakyat (IPR), IUP Khusus (IUPK) pada area eks Wilayah Pencadangan Negara, IUP dan IUPK terbuka baik untuk investor dalam dan luar negeri melalui lelang.

• Penetapan IUP melalui sistem lelang. IUPK bisa diberikan oleh Menteri di ex WPN (WUPK)

• KlarifikasiwewenangdanruanglingkupPemerintahPusat, Propinsi dan Kabupaten/Kota.

• Kewajiban Pemrosesan dan pemurnian logam harus dilakukan di Indonesia (aspek nilai tambah).

• Pengembangan masyarakat difokuskan pada kesejahteraan rakyat.

• Demi kepentingan nasional, Pemerintah menetapkan domestic market obligation (DMO) untuk Mineral dan Batubara.

• Perusahaan tambang dengan skema IUPK memiliki kewajiban untuk membagikan keuntungan bersih setelah produksi: 4% kepada Pemerintah 6% kepada Pemerintah Daerah.

• Adanya mekanisme sangsi untuk pelanggaran • Adanya ketentuan peralihan bagi perjanjian/

kontrak yang sudah ada (KK/PKP2B)

b. Legislasi sektor lain

• Undang Undang Nomor 41 Tahun 1999 tentang Kehutanan

• Undang Undang Nomor 25 tahun 2007 tentang Penanaman Modal

• Undang Undang Nomor 26 tahun 2007 tentang Penataan Ruang

• Undang Undang Nomor 27 tahun 2007 tentang Pengelolaan Wilayah Pesisir dan Pulau-pulau kecil

• Undang Undang Nomor 32 tahun 2009 tentang Lingkungan Hidup

• Undang-Undang Nomor 23 tentang Perkeretaapian• Peraturan Pemerintah Nomor 56 Tahun 2009

tentang Penyelenggaraan Perkeretaapian• Peraturan Pemerintah Nomor 72 Tahun 2009

tentang Lalu Lintas dan Angkutan Kereta Api• Undang-Undang Nomor 3 Tahun 1965 tentang

Lalu Lintas dan Angkutan Jalan Raya• Undang-Undang Nomor 17 Tahun 2008 tentang

Pelayaran• Peraturan Pemerintah Nomor 20 Tahun 2010

tentang Angkutan di Perairan• Undang Undang Nomor 36 Tahun 2008 tentang

Perubahan Keempat atas UU Nomor 7 Tahun 1983 tentang Pajak Penghasilan

• Undang Undang Nomor 25 Tahun 2007 tentang Penanaman Modal

andasan HukumL1.2.


1.2.2 Regulasi

1.2.2.1 Regulasi Pengusahaan

Adalah regulasi yang terkait dengan pelaksanaan pengusahaan di dalam bisnis industri Mineral dan Batubara, sehingga tercapai pelaksanaan industri Mineral dan Batubara yang baik. i. Permen ESDM No 28 tahun 2009 tentang Usaha

Jasa• Bahwa untuk melaksanakan ketentuan Pasal

127 Undang-Undang Nomor 4 Tahun 2009 tentang Pertambangan Mineral dan Batubara, perlu menetapkan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral dan Batubara tentang Penyelenggaraan Usaha Jasa Pertambangan

• Jasa Pertambangan adalah jasa penunjang yang berkaitan dengan kegiatan usaha pertambangan.

• Usaha Jasa Pertambangan adalah usaha jasa yang kegiatannya berkaitan dengan tahapan dan atau bagian kegiatan usaha pertambangan.

• Usaha Jasa Pertambangan Non Inti adalah usaha jasa selain usaha jasa pertambangan yang memberikan pelayanan jasa dalam mendukung kegiatan usaha pertambangan.

• Usaha Pertambangan adalah kegiatan dalam rangka pengusahaan Mineral dan Batubara atau batubara yang meliputi tahapan kegiatan penyelidikan umum, eksplorasi, studi kelayakan, konstruksi, penambangan, pengolahan dan pemurnian, pengangkutan dan penjualan serta pascatambang.

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

• Untuk mencegah terjadinya kelangkaan pasokan Mineral dan Batubara, serta menjamin pasokan Mineral dan Batubara di dalam negeri maka diperlukan pengaturan dengan Permen ESDM

• Pemakai Mineral dan Batubara di dalam negeri yang akan dijamin pasokannya tersebut, meliputi badan usaha dan perorangan Indonesia yang melakukan usahanya di Indonesia dan menggunakan Mineral dan Batubara sebagai

bahan baku atau secara langsung• Pemakai Mineral dan Batubara yang digunakan

sebagai bahan baku adalah usaha peleburan logam, pemurnian logam, pengolahan Mineral dan Batubara bukan logam dan pengolahan batuan.

• Pemakai Mineral dan Batubara yang digunakan secara langsung adalah sektor industri pengolahan dan sektor konstruksi

• Harga patokan Mineral dan Batubara adalah harga Mineral dan Batubara dengan mengacu kepada indeks internasional atau harga pasar yang berlaku sebagai acuan harga Mineral dan Batubara yang diproduksikan oleh suatu badan usaha pertambangan Mineral dan Batubara

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

• Izin usaha pertambangan oprasi khusus untuk pengangkutan dan penjualan, apabila kegiatan pengangkutan dan penjualan dilakukan lintas provinsi dan negara;

• Izin usaha pertambangan oprasi khusus untuk pengolahan dan pemurnian, apabila komoditas tambang yang akan diolah berasal dari provinsi lain dan/atau lokasi kegiatan pengolahan dan pemurnian berasa pada lintas provinsi; dan

• Surat keterangan terdaftar untuk melakukan kegiatan usaha jasa pertambangan non inti di seluruh wilayah Indonesia.

1.2.3 Kelembagaan

UntukmengefisienkanpengembanganMineraldan Batubara Indonesia, maka perlu adanya pembagian tugas yang jelas antar lembaga terkait

a. Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral dan Batubara


Landasan Hukum• Menyusun kebijakan umum pengembangan

Mineral dan Batubara Indonesia dari sisi hulu dan hilir

• Mempersiapkan legislasi dan regulasi pendukung pengembangan Mineral dan Batubara Indonesia

• Bekerjasama dengan instansi terkait lainnya dalam rangka pengembangan Mineral dan Batubara Indonesia

• Mendukung pelaksanaan kesiapan teknologi, sumber daya manusia dan infrastruktur untuk pengembangan industri Mineral dan Batubara Indonesia

b. Kementerian Kehutanan

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

c. Kementerian Lingkungan Hidup

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

d. Kementerian Keuangan

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

e. Kementerian Perindustrian

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

f. Kementerian Perdagangan

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

g. Kementerian Perhubungan

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

h. Badan Koordinasi Penanaman Modal

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

i. Pemerintah Daerah

• Bekerjasama dengan Pemerintah pusat di dalam menyelenggarakan pelaksanaan kebijakan pertambangan di daerah, termasuk: pengawasan dan pemantauan praktek pertambangan.

• Mendukung peningkatan kapasitas infrastruktur, sumber daya manusia, teknologi dan penelitian dan pengembangan.

j. Pelaku usaha

• Melaksanakan pertambangan yang baik dan benar• Melaksanakan kewajiban pengolahan Mineral

dan Batubara• Mendorong upaya peningkatan kapasitas

infrastruktur, teknologi dan sumber daya manusia• Melaporkan pelaksanaan kegiatan produksi,

penjualan dan pengolahan kepada pemerintah


otensi Sumber Daya Mineral dan BatubaraP2.1.

TINJAUAN KONDISI MINERAL DAN BATUBARA

2.1.1. Sumber Daya dan Cadangan Mineral

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

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

No. Komoditi Unit Sumber Daya Cadangan

1. Nikel Juta Ton Bijih : 1.878 Logam : 42 Bijih :546,83 Logam : 8,7

2. Timah Juta Ton Bijih : 95 Logam : 0,65 Bijih :0,54 Logam : 0,33

3. Bauksit Juta Ton Bijih : 726,58 Logam : 249,67 Bijih :111,79 Logam : 65

4. Tembaga Juta Ton Bijih : 2.384 Logam : 69,76 Bijih : 4.299 Logam : 42,85

5. Emas Primer Ribu Ton Bijih : 1.980.234,64 Logam : 4,2 Bijih : 5.117.034,40 Logam : 4,3

6. Emas Alluvial Ribu Ton Bijih : 1.688.652,45 Logam : 0,14 Bijih : 16.789 Logam : 0,0038

7. Perak Juta Ton Bijih : 616,09 Logam : 0,5 Bijih : 4.773,05 Logam : 0,026

8. Pasir Besi Juta Ton Bijih : 1.014,79 Logam : 132,91 Bijih : 4.732 Logam : 2,41

9. Mangan Juta Ton Bijih : 10,62 Logam : 5,78 Bijih : 0,93 Logam : 0,59

10. Air Raksa Ton 75,91 -

11. Besi Laterit Juta Ton Bijih : 1.565,19 Logam : 631,6 Bijih : 80,640 Logam : 18,08

12. Besi Primer Juta Ton Bijih : 382,24 Logam : 198,62 Bijih : 1,85 Logam : 1,38

13. Kobal Juta Ton Bijih : 1.263,33 Logam : 1,4 Bijih : 152,86 Logam : 0,22

14. Kromit Plaser Juta Ton Bijih : 5,7 Logam : 2,4 - -

15. Kromit Primer Juta Ton Bijih : 1,6 Logam : 0,75 - -

16. Molibdenum Juta Ton Bijih : 685 Logam : 0,21 - -

17. Monasit Ribu Ton Bijih : 185,9 Logam : 10,5 Bijih : - Logam : 2,7

18. Platina Ribu Ton Bijih : 115.000 Logam : 13,03 - -

19. Seng Juta Ton Bijih : 586,9 Logam : 6,78 Bijih : 6,7 Logam : 0,97

20. Timbal Juta Ton Bijih : 74,9 Logam : 3,1 Bijih : 1,6 Logam : 0,12

21. Titan Laterit Juta Ton Bijih : 741,2 Logam : 2,9 Bijih : 2,7 Logam : 0,026

22. Titan Plaser Juta Ton Bijih : 71,3 Logam : 71,3 Bijih : 1,4 Logam : 0,11

23. Besi Sedimen Juta Ton Bijih : 23,7 Logam : 15,4 - -

Tabel 2.1. Sumber daya dan cadangan Mineral Logam

Sumber: Badan Geologi, 2010

2


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

Tabel 2.2. Sumber daya Mineral Non-Logam

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

Tabel 2.3. Sumber daya Batuan

No. Komoditi Unit Sumber Daya

1. Bentonit Juta Ton 551.1

2. Dolomite Juta Ton 1,959.40

3. Fosfat Juta Ton 18.9

4. Gypsum Juta Ton 7.4

5. Kalsit Juta Ton 90.2

6. Kuartsit Juta Ton 3159

7. Oker Juta Ton 41.1

8. Pasir Kuarsa Juta Ton 17,489.90

9. Talk Juta Ton 3.1

10. Zeolit Juta Ton 258.1

11. Zirkon Juta Ton 1

12. Kaolin Juta Ton 732.8

13. Pirofilit Juta Ton 104.8

14. Intan Juta Ton 0.1

15. Kalsedon Juta Ton 1.7

16. Oniks Juta Ton 0.2

17. Rijang Juta Ton 0.6

18. Feldspar Juta Ton 7,411.20

No. Komoditi Unit Sumber Daya

1. Batu Apung Juta Ton 621.4

2. Batu Gamping Juta Ton 253,585.60

3. Diatomia Juta Ton 370.6

4. Andesit Juta Ton 75,244.10

5. Batu Sabak Juta Ton 1,943.70

6. Diorit Juta Ton 7,629.30

7. Gabro/Peridotit Juta Ton 8,336.90

8. Granite Juta Ton 52,468.80

9. Granodiorit Juta Ton 371.00

10. Marmer Juta Ton 436.10

11. Trass Juta Ton 3,885.80

12. Batu Lempung Juta Ton 29,517.90

13. Obsidian Juta Ton 66.80

14. Perlit Juta Ton 1,205.60

15. Toseki Juta Ton 224.40

16. Trakhit Juta Ton 4,124.30

17. Ametis Juta Ton 0.008668

18. Batu Hias Juta Ton 108.30

19. Jasper Juta Ton 0.0006



Potensi Sumber Daya Mineral dan Batubara


2.1.2. Sumber Daya dan Cadangan Batubara

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

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

Tabel 2.4. Sumber daya dan cadangan Batubara Indonesia (Juta Ton)

Gambar 2.1. Sumber daya dan cadangan Batubara

Sumber : Badan Geologi, 2010

No. WilayahSumber Daya Cadangan (Juta Ton)

Hipotek Tereka Tertunjuk Terukur Total Propable Proven Total

1. Jawa 5.47 6.65 0 2.09 14.21 0 0 0

2. Sumatera 20,153.72 13,949.29 10,634.37 7,699.18 52,436.56 10,644.45 904.8 11,549.25

3. Kalimantan 14,377.52 18,050.73 5,136.65 14,535.91 52,100.80 2,833.15 4,624.57 7,457.72

4. Sulawesi 0 146.92 33.09 53.09 233.1 0.06 0.06 0.12

5. Maluku 2.13 0 0 0 2.13 0 0 0

6. Papua 89.4 64.02 0 0 153.42 0 0 0

Total 34,628.24 32,217.61 15,804.11 22,290.27 104,940.23 13,477.66 5,529.43 19,007.09



Ditinjaudarisegifisiksertasusunankimianya,batubara Indonesia termasuk ke dalam jenis bituminus sampai lignit, hal ini antara lain ditunjukan oleh tinggi rendahnya nilai kalor, tingginya kandungan air lembab dan kandungan gas terbang, serta rendahnya kandungan belerang serta abu. Sebagian besar batubara yang terdapat di Indonesia termasuk ke dalam jenis batubara uap (steaming coal), sehingga cocok digunakan untuk bahan bakar di pembangkit listrik tenaga uap, pabrik semen dan industri pengecoran logam.

Secara umum, batubara Indonesia mempunyai nilai kalor berkisar antara 4400-7750 kkal/kg, kandungan air antara 2-35%, kandungan abu antara 1-15%, kandungan gas terbang antara 11-45,4% dan kandungan belerang kurang dari 1%.

Bahkan dari nilai kalori yang relatif cukup tinggi serta kandungan air yang relatif rendah, seperti batubara asal Kalimantan Timur, Kalimantan Selatan dan Ombilin sehingga mempunyai nilai jual yang sangat tinggi di luar negeri (ekspor).

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

Sumber: Badan Geologi, 2010Catatan : Kualitas kalori batubara Indonesia berdasarkan rincian sumber daya batubara.

Potensi Sumber Daya Mineral dan Batubara

KualitasSumber Daya (Juta Ton) Jumlah Cadangan (Juta Ton)

Hipotetik Tereka Tertunjuk Terukur Total % Terkira Terbukti

Kalori Rendah 5,057.69 6,632.83 3,721.16 5,815.96 21,183.05 (20,18%) 7603.88 1105.40

Kalori Sedang 27,806.97 18,909.50 11,007.87 12,001.69 69,734.03 (66,29%) 7063.52 2904.41

Kalori Tinggi 1,924.58 6,173.76 1,071.36 4,050.91 13,021.50 (12,57%) 861.73 1410.44

Kalori Sangat Tinggi 101.65 482.93 5.80 422.81 1,001.64 (0,96%) 73.29 109.18

Sumber : Badan Geologi KESDM, 2010

TOTAL 34,890.89 32,199.02 15,806.19 22,291.37 104,940.22 100.00 15602.42 5529.43

Catatan : 1. Batas Kedalaman dihitung sampai 100 m 3. Kelas Sumberdaya batubara 4. Kelas Cadangan 2. Kualitas berdasarkan kelas nilai kalori a. Terukur a. Terbukti(Proven) (Keppres No. 13 Tahun 2000 diperbaharui dengan PP No. 45 Tahun 2003) b. Tertunjuk b. Terkira(Probable) a. Kalori Rendah < 5100 kal/gr c. Tereka b. Kalori Sedang 5100 - 6100 kal/gr d. Hipotetik 5. Produksi c. Kalori Tinggi > 6100 - 7100 kal/gr Tahun 1990 - 2005 d. Kalori sangat Tinggi > 7100 kal/gr


2.1.3. Eksplorasi Dan Eksploitasi

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

Di samping hal tersebut di atas, saat ini terdapat sejumlah KP/IUP di daerah yang kebanyakan muncul setelah era otonomi daerah, khususnya sejak tahun 2001, yaitu setelah diterbitkannya PP 75 tahun 2001 Tentang Perubahan Kedua Atas PP No. 32 Tahun 1967 Tentang Pelaksanaan UU No. 11 Tahun 1967 Tentang Ketentuan-Ketentuan Pokok Pertambangan, sebagai turunan UU 22 tahun 1999 yang diamandeman menjadi UU tahun 2004 tentang Pemerintahan Daerah.

Tahun 2009 produksi batubara Indonesia mencapai 254 juta ton, dimana ekspor mencapai 198 juta ton dan permintaan domestik mencapai 56 Juta ton. Dapat dikatakan bahwa ekspor batubara saat ini masih mendominasi dengan lebih dari 75% dari total produksi pertahunnya (gambar 2.2).

Tabel 2.6. Status Pengusahaan PKP2B (Desember 2010)

Gambar 2.2. Realisasi dan Rencana Produksi dan Penjualan Batubara

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

Jumlah Terminasi Aktif PU Ekspl FS Konst Produksi

Generasi I 1 1 0 0 0 0 0 0Generasi II 16 13 3 0 0 0 0 3Generasi III 13 11 2 0 0 0 0 2Generasi IV 95 88 7 0 0 2 2 3Generasi V 7 3 4 0 1 2 0 1Generasi VI 65 50 15 3 4 3 3 2Generasi VII 39 28 11 0 2 7 1 1Jumlah 236 194 42 2 7 14 7 12

13

diterbitkannya PP 75 tahun 2001 Tentang Perubahan Kedua Atas PP No. 32 Tahun 1967 Tentang Pelaksanaan UU No. 11 Tahun 1967 Tentang Ketentuan-Ketentuan Pokok Pertambangan, sebagai turunan UU 22 tahun 1999 yang diamandeman menjadi UU tahun 2004 tentang Pemerintahan Daerah.

Tahun 2009 produksi batubara Indonesia mencapai 254 juta ton, dimana ekspor mencapai 198 juta ton dan permintaan domestik mencapai 56 Juta ton. Dapat dikatakan bahwa ekspor batubara saat ini masih mendominasi dengan lebih dari 75% dari total produksi pertahunnya (gambar 2.2).

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

Gambar 2.2. Realisasi dan Rencana Produksi dan Penjualan Batubara

2.2. Kondisi Industri Mineral

2.2.1. Struktur Industri Mineral

Struktur industri Mineral menggambarkan proses bisnis dari hulu ke hilir. Mulai dari kegeologian terkait dengan sumber dayanya, industri primer yang menghubungkan proses di sisi hulu yaitu eksplorasi dan eksploitasi sampai ke proses hilir yaitu pengolahan, pengangkutan dan niaga. Di dalam pemanfaatan akhir menggambarkan pemanfaatan komoditi ini untuk berbagai keperluan industri, transportasi, rumah tangga, maupun kebutuhan komersial lain.


ondisi Industri Mineral K2.2.

2.2.1. Struktur Industri Mineral

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

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

Gambar 2.3 Struktur Industri Mineral Logam

STRUKTUR INDUSTRI MINERAL LOGAM

Rumah Tangga

Transportasi

Industri

Komersial

LogamUtama(Murni)

LogamIkutan

By Product

Slag

Niaga

Niaga

Niaga

Niaga

Niaga

Niaga

Pengangkutan

Pengangkutan

Pengangkutan

Pengangkutan

Pengangkutan

Pengangkutan

Peleburan dan Refinery



Peleburan dan

Refinery



Pengolahan: Pencucian

Hasil: Konsentrat Sn

Pengolahan: Crushing Milling, rotasi, konsentrasi

Hasil: Kons Tembaga, Emas, dan Perak

Pengolahan: Cominution, drying, calcining

Hasil: Calcine ore

Pengolahan: PencucianHasil: Konsentrat Bauksit

Peleburan dan Refinery(Bayer

Proses)Hasil: A, O, Powder

Pengolahan: Washing, Crushing, dan DryingHasil: Konsentrat Besi

Pengolahan: KonsentrasiHasil: Konsentrat Mn

Biji Timah

Eksploitasi

Biji Tembaga, Emas dan Perak

Eksploitasi

Eksploitasi

Bijih Nikel

Eksploitasi

Eksploitasi

Eksploitasi

Bijih Bauksit

Bijih Besi

Bijih ManganCadanganBijih

Mangan

CadanganBijih Besi

CadanganBijih

Bauksit

CadanganBijih Nikel

CadanganBijih

Tembaga

CadanganBijih Timah

Hulu (Mengangkat dari perut bumi) Hilir (Mengolah menjadi produk mineral / produk energi)

INDUSTRI PRIMERKEGEOLOGIAN PEMANFAATAN AKHIR

Eksplorasi

Eksplorasi

Eksplorasi

Eksplorasi

Eksplorasi

Eksplorasi

Geologi Sumber

Daya


Gambar 2.4. Struktur Industri Mineral Non Logam

Gambar 2.5. Struktur Industri Batuan

STRUKTUR INDUSTRI MINERAL NON LOGAM

Rumah Tangga

Transportasi

Industri

Komersial

Produk Akhir, Perhiasan, Mata bor

Bahan Kaptan, bahan campuran bangunan,

industri karet, dan ban, kertas

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

bahan abrasit

Niaga

Niaga

Niaga

Niaga

Niaga

Pengangkutan Intan

Pengolahan: Washing, Screaning, X-ray, Separation,

Cutting, PolishingHasil: Intan

Pengolahan: Crushing/sizingHasil: Batu Gamping

Pengolahan: Crushing/SizingHasil: Pasir Kwarsa

Intan

Eksploitasi

Eksploitasi

Eksploitasi

Eksploitasi

Eksploitasi

Kaolin

CadanganNon

Logam



Eksplorasi

Eksplorasi

Eksplorasi

Eksplorasi

Eksplorasi

Geologi Sumber

Daya

CadanganNon

Logam

CadanganNon

Logam

CadanganNon

Logam

CadanganNon

Logam

BatuGamping

Pasir Kuarsa

Bentonit Pengolahan: Crushing/SizingHasil: Bentonite

Pengolahan: Crushing/MillingHasil: Kaolin Powder

Pengangkutan Batu Gamping

Pengangkutan Pasir Kwarsa

Pengangkutan Bentonite

Pengangkutan Kaolin

Bahan perekat, pengisi(filler),

lumpur bor, bahan penyerap

Produk Akhir Bahan dasar

semen, kosmetik, kapur

STRUKTUR INDUSTRI BATUAN

Rumah Tangga

Transportasi

Industri

Komersial

Bahan dasar jalan / bangunan,

Ornamen keramik

Niaga

Niaga

Niaga

Pengangkutan Pengolahan: Crushing / SizingHasil: Batu Granit

Pengolahan: Crushing/SizingHasil: Marmer

Granit

Eksploitasi

Eksploitasi

Eksploitasi

CadanganBatuan



Eksplorasi

Eksplorasi

Eksplorasi

Geologi Sumber

Daya

CadanganGamping

Marmer

ZeolitPengolahan: Crushing/Sizing

Hasil: Kapur

Pengangkutan

Pengangkutan

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

perikanan, industri kosmetik, industri farmasi

CadanganBatuan

Bahan dasar jalan / bangunan,

Ornamen keramik


Gambar 2.6. Struktur Industri Mineral Radioaktif

2.2.2. Eksplorasi dan Eksploitasi

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

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

Jumlah Terminasi Aktif PU Ekspl FS Konst Produksi

Generasi I 1 1 0 0 0 0 0 0

Generasi II 16 13 3 0 0 0 0 3

Generasi III 13 11 2 0 0 0 0 2

Generasi IV 95 88 7 0 0 2 2 3

Generasi V 7 3 4 0 1 2 0 1

Generasi VI 65 50 15 3 4 3 3 2

Generasi VII 39 28 11 0 2 7 1 1

Jumlah 236 194 42 2 7 14 7 12

Kondisi Industri Mineral

STRUKTUR INDUSTRI MINERAL RADIO AKTIF

Energi

Medik

Militer

Komersial

NiagaPengolahan: Leaching,filtrasi

Eksploitasi

Hilir (Mengolah menjadi produk mineral / produk energi)

INDUSTRI PRIMER PEMANFAATAN AKHIR

EksplorasiGeologi Sumber

DayaPengang-

kutan

CadanganBijih

Uranium

NH4 & U2O7

(72%U)U-Recovery:

Ion Exchange atau Solvent Extraction

KEGEOLOGIAN

U308(72%)

Hulu (Mengangkat dari perut bumi)


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

Tabel 2.8. Produksi Mineral Utama

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

Tabel 2.9. Ekspor Mineral Utama

NO KOMODITI SATUAN2008 2009

Realisasi Perkiraan Realisasi

1 Logam Tembaga ton 655.058 868.171

2 Emas kg 64.391 105.404

3 Perak kg 225.702 232.064

4 Logam Timah ton 71.607 105.000

5 Bauksit mt 13.005.502 10.083.258

6 Bijih Besi mt 4.503.142 4.044.348

7 Bijih Nikel ton 10.634.452 10.847.141

8 Ni+Co in matte ton 73.356 63.548

9 Nikel dalam feronikel mt 17.566 17.917

10 Intan crt 27.688 N.a

11 Granit m3 1.950.494 1.989.504

NO URAIANSATUAN VOLUME

2008 2009

Realisasi Perkiraan Realisasi

Volume Nilai (Juta US$) VolumeNilai (Juta

US$)

1 Tembaga Ribu Ton 450,7 3.151,18 781,30 3.008,26

2 Emas Ton 57,2 1.756,20 94,90 3.042,00

3 Perak Ton 172,5 91,07 208,90 110,28

4 Timah Ribu Ton 67,9 1.254,77 94,50 1.106,82

5 Bauksit Ribu Wmt 12.480.312 168,48 9.074,90 163,35

6 Ni+Co Matte Ribu Ton 74,1 1.561,18 57,20 635,64

7 Bijih Nikel Ribu Wmt 8.622,5 537,85 9.762,40 608,96

8 Nikel in FeNi Ribu Ton 17,1 1,27 16,10 1,19

9 Granit M3 1.690.800,0 12,68 1.790.500,00 14,32

10 Intan Karat 32.748,0 8,16 N.a N.a

11 Bijih Besi (Konsentrat) Ribu Ton 3.182,2 334,13 3.639,90 389,46


ondisi Industri BatubaraK2.3.

2.3.1. Struktur Industri Batubara

Di dalam pasal 102-103 UU Minerba, pemilik IUP dan IUPK batubara memiliki kewajiban untuk melakukan usaha nilai tambah di dalam proses penambangan dan pengolahan. Pengolahan batubara yang dirumuskan di dalam Peraturan Pemerintah Nomor 23 tahun 2010 tentang Pelaksanaan Kegiatan Usaha Pertambangan Mineral dan Batubara meliputi penggerusan batubara (coal crushing), pencucian batubara (coal washing), pencampuran batubara (coal blending), peningkatan mutu batubara (coal upgrading), pembuatan briket batubara (coal briquetting), pencairan batubara(coalliquefaction),gasifikasibatubara(coalgasification),dancoalwatermixer.

Dewasa ini untuk kegiatan pertambangan batubara, pengolahan yang sudah dilakukan kebanyakan sebatas penggerusan, pencucian dan pencampuran yang umumnya memang dilaksanakan untuk memenuhi kebutuhan pasar baik di dalam maupun di luar negeri, sedangkan untuk kegiatan peningkatan mutu, pembriketan, pencairan dan gasifikasibatubaramasihharusterusdikembangkan.Batubara mutu rendah sampai menengah di Indonesia jumlahnya cukup besar (86 %), oleh karena itu upaya peningkatan mutu pada batubara jenis ini sangat bernilai strategis, karena dapat meningkatkan nilai ekonomi batubara tersebut.

2.3.1.1. Peningkatan Mutu Batubara Peningkatan mutu batubara dilakukan untuk

batubara mutu rendah (< 5.000 kcal/kg) menjadi batubara mutu menengah sampai tinggi (>6.000 kcal/kg) dengan cara pengurangan kandungan total air (total moisture reduction). Peningkatan mutu batubara untuk batubara mutu rendah tersebut dapat dilaksanakan antara lain dengan teknologi Up-grading Brown Coal (UBC) yang saat ini dalam tahap demo-plant oleh Puslitbang Tekmira di Palimanan, Cirebon dan PT Arutmin di Satui, Kalimantan Selatan (Gambar 2.3 dan 2.4).

2.3.1.2. Pembriketan Batubara

Pembriketan batubara dilakukan beberapa perusahaan a.l: PTBA dan swasta dengan produksi per tahun saat ini rata-rata sekitar 60 ribu ton pertahun, sedangkan kapasitas mesin terpasang sebesar 210 ribu ton. Diharapkan produksi briket batubara secara bertahap bisa naik 25% pertahun yang terdiri dari batubara karbonisasi dan non karbonisasi. Briket batubara dapat berperan sebagai energi pengganti BBM/Minyak Tanah di Pulau Jawa dan luar Pulau Jawa. PTBA adalah produsen briket terbesar saat ini dengan produk briketnya terutama adalah briket yang terkarbonisasi.

Pada dasarnya briket batubara adalah bahan bakar padat dengan bentuk dan ukuran tertentu, yang tersusun dari partikel batubara (kokas/semi kokas) halus yang telah mengalami proses pemampatan dengan daya tekan tertentu, agar bahan bakar tersebut lebih mudah ditangani dalam pemanfaatannya.

Karena jenis batubara Indonesia umumnya jenis bituminus dan sub bituminus dengan kandungan zat terbang dan air cukup tinggi, maka untuk menghasilkan briket batubara yang tidak berasap dan tidak berbau terlebih dahulu dilakukan proses karbonisasi (pengarangan) untuk mengurangi zat terbang, sehingga briket dapat digunakan secara langsung untuk keperluan memasak.

Secara umum proses pembuatan briket batubara dapat dilakukan dengan melalui proses karbonisasi atau tanpa karbonisasi.

Gambar 2.7. Demo Plant UBC di Palimanan, Cirebon

Gambar 2.

Gambar 2.8. Demo p

2.3.1.2. Pembriketan BatubaraPembriketan batubara dilakukan beberapa perusahaan a.l: PTBA dan swasta dengan produksi per tahun saat ini ratamesin terpasang sebesar 210 ribu ton. Diharapkan produksi briket batubara secara bertahap bisa naik 25% pertahun yang terdiri dari batubara karbonisasi danbatubara dapat berperan sebagai energi pengganti BBM/Minyak Tanah di Pulau Jawa dan luar Pulau Jawa. PTBA adalah produsen briket terbesar saat ini dengan produk briketnya terutama adalah briket yang terkarbonisasi.


Karena jenis batubara Indonesia umumnya jenis bituminus dan sub bituminus dengan


. Demo plant UBC di Satui, Arutmin, Kalimantan Selatan

atubara Pembriketan batubara dilakukan beberapa perusahaan a.l: PTBA dan swasta dengan produksi per tahun saat ini rata-rata sekitar 60 ribu ton pertahun, sedangkan kapasitas

sar 210 ribu ton. Diharapkan produksi briket batubara secara bertahap bisa naik 25% pertahun yang terdiri dari batubara karbonisasi dan non karbonisasi. Briket

a dapat berperan sebagai energi pengganti BBM/Minyak Tanah di Pulau Jawa dan awa. PTBA adalah produsen briket terbesar saat ini dengan produk briketnya

terutama adalah briket yang terkarbonisasi.

riket batubara adalah bahan bakar padat dengan bentuk dan ukuran tertentu, yang tersusun dari partikel batubara (kokas/semi kokas) halus yang telah mengalami proses pemampatan dengan daya tekan tertentu, agar bahan bakar tersebut

m pemanfaatannya.


18

lant UBC di Satui, Arutmin, Kalimantan Selatan

Pembriketan batubara dilakukan beberapa perusahaan a.l: PTBA dan swasta dengan rata sekitar 60 ribu ton pertahun, sedangkan kapasitas

sar 210 ribu ton. Diharapkan produksi briket batubara secara bertahap non karbonisasi. Briket





•Melalui Proses KarbonisasiKarbonisasi perlu dilakukan apabila bahan baku

yang digunakan batubara peringkat rendah seperti lignit atau sub bituminus. Proses karbonisasi bertujuan untuk menaikkan kadar padat dan menghilangkan sebagian zat terbang sehingga dihasilkan semi kokas dengan kandungan zat terbang yang ideal yaitu antara 8% - 15% dan nilai kalor yang cukup (diatas 6.000 kkal/kg) (Gambar 2.5).

Proses ini dilakukan dengan menggunakan tungku/kiln, batubara diarangkan pada suhu 600o – 700oC selama 6 – 8 jam. Proses pengarangan akan berjalan baik bila ukuran batubara lebih besar dari 2 cm dengan perolehan (recovery) sekitar 50 %.

Proses karbonisasi batubara yang ukurannya kurang dari 2 cm akan berlangsung dengan baik, apabila selama proses tersebut berlangsung diberi pasokan udara yang cukup melalui dasar tungku

•TanpaKarbonisasiUntuk batubara peringkat tinggi (seperti

antrasit/semi antrasit), pembuatan briket batubara dapat dilakukan tanpa melalui proses karbonisasi. Batubara yang telah digerus pada ukuran tertentu dicampur dengan bahan pengikat dan bahan imbuh untuk kemudian dilakukan pencetakan. Untuk briket sarang tawon (honey comb) dapat juga menggunakan batubara bituminus.

2.3.1.3. Pencairan batubara

Melalui Peraturan Presiden (Perpres) No.5 Tahun 2006 tentang Kebijakan Energi Nasional dan Instruksi Presiden (Inpres) No.2 Tahun 2006 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Batubara Menjadi Bahan Bakar Lain, pemerintah telah menargetkan 2% (setara 189.000 barel/hari) bauran energi nasional pada tahun 2025 berasal dari pencairan batubara.

Penelitian tentang pencairan batubara sudah d i lakukan sejak awal 1990-an dengan menggunakan teknologi Brown Coal Liquefaction (BCL) bersama Tim Jepang (Kobelco) selama 10 tahun (1992 – 2002) terhadap

3 lokasi batubara lignit (Banko – Sumsel, Mulia – Kalsel dan Berau – Kaltim). Di dalam perkembangan selanjutnya, Pemerintah Republik Indonesia mulai melirik teknologi SASOL yang merupakan teknologi pencairan batubara yang sudah komersial dengan kapasitas 160.000 barrel/hari di Afrika Selatan.

Penjajakan kerjasama RI dengan Afrika Selatan telah dilakukan sejak tahun Juni 2008 ketika Delegasi Indonesia dipimpin oleh Kepala BKPM didampingi oleh Duta Besar RI untuk Afrika Selatan, dengan anggota berasal dari Departemen Energi dan Sumber Daya Mineral (DESDM), Badan Kordinasi Penanaman Modal (BKPM), dan KBRI Pretoria mengunjungi Pabrik SASOL Synfuels International di Johannesburg. Pihak SASOL menyambut baik keinginan Indonesia tersebut.

Dalam tahap selanjutnya telah dilakukan diskusi awal mengenai calon lokasi pabrik Coal-to-Liquid di Indonesia dengan persyaratan memiliki cadangan batubara besar, cadangan air besar, dan infrastruktur yang baik. Sesuai permintaan pihak SASOL, akan didiskusikan pula mengenai insentif-insentif yang dapat diberikan oleh Pemerintah.

Pada tanggal 3 Desember 2009 bertempat di London, BKPM telah menandatangani MOU pengembangan SASOL di Indonesia yang ditindaklanjuti dengan kerjasama Government to Government (G to G) yang saat ini sedang diselesaikan oleh Kementerian Luar Negeri. Di dalam perkembangannya nanti, pengembangan pencairan batubara di Indonesia akan membutuhkan wilayah pertambangan batubara yang

Gambar 2.8. Demo plant UBC di Satui, Arutmin, Kalimantan Selatan

Gambar 2.

Gambar 2.8. Demo p

2.3.1.2. Pembriketan BatubaraPembriketan batubara dilakukan beberapa perusahaan a.l: PTBA dan swasta dengan produksi per tahun saat ini ratamesin terpasang sebesar 210 ribu ton. Diharapkan produksi briket batubara secara bertahap bisa naik 25% pertahun yang terdiri dari batubara karbonisasi danbatubara dapat berperan sebagai energi pengganti BBM/Minyak Tanah di Pulau Jawa dan luar Pulau Jawa. PTBA adalah produsen briket terbesar saat ini dengan produk briketnya terutama adalah briket yang terkarbonisasi.




. Demo plant UBC di Satui, Arutmin, Kalimantan Selatan

atubara Pembriketan batubara dilakukan beberapa perusahaan a.l: PTBA dan swasta dengan produksi per tahun saat ini rata-rata sekitar 60 ribu ton pertahun, sedangkan kapasitas

sar 210 ribu ton. Diharapkan produksi briket batubara secara bertahap bisa naik 25% pertahun yang terdiri dari batubara karbonisasi dan non karbonisasi. Briket


terutama adalah briket yang terkarbonisasi.


m pemanfaatannya.


18

lant UBC di Satui, Arutmin, Kalimantan Selatan

Pembriketan batubara dilakukan beberapa perusahaan a.l: PTBA dan swasta dengan rata sekitar 60 ribu ton pertahun, sedangkan kapasitas

sar 210 ribu ton. Diharapkan produksi briket batubara secara bertahap non karbonisasi. Briket





memiliki cadangan batubara mutu rendah (low rank coal) sekitar 4 miliar ton.

2.3.1.4.GasifikasiBatubaraTeknologigasifikasibatubarasudahberkembang

dan tersedia di pasaran serta mampu menghasilkan produk yang memenuhi persyaratan untuk dipakai sebagai bahan bakar mesin pembakar internal (internal cumbustion engine) seperti Satuan Pembangkit Diesel (SPD) melalui sistem “dual fuel”. Dengan penerapanteknologigasifikasibatubarapadaPLTD(membangkitkan mesin disel dengan sistem “dual fuel”),maka hasil akhir diyakini lebih efisien dalampenggunaan energi serta memberikan penghematan subsidi untuk solar. Di samping itu, penerapan teknologi gasifikasi batubara pada PLTD ternyatamenghasilkan emisi dan kualitas lingkungan yang masih memenuhi persyaratan; demikian juga dengan limbah batubaranya yang dapat dimanfaatkan untuk bahan baku pembuatan batako (abu batubara) serta pengisi(filler)betonjalandancampuranaspalbuton(ter).

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

Gambar 2.9. Flow pembuatan Briket Batubara dengan karbonisasi

Kondisi Industri BatubaraBatubara

(dikeringkan dahulu)

Pengayakan

Batubara kasar

Karbonisasi600-700o (6-8 jam)

Semi KokasArang Batubara

Penggerusan

Pencampuran(Adonan)

unca

rbon

ice

Clay -Kanji -

Kapur - Adiktif -

Lainnya -

BatubaraHalus

Karbonisasidengan Blower

Quenching

Pengukusan(Steaming)

Pencetakan Briket+ 25 Kg/Cm2

Pengeringan

Briket Batubara

Pengepakan

unca

rbon

ice

Catatan:

Batubara yang dihasilkan terdiri dari dua jenis:1. Briket batubara carbonice melalui proses karbonisasi2. Briket batubara uncarbonice tanpa melalui proses karbonisasi


ondisi Angkutan BatubaraK2.4.

2.4.1. Pelabuhan Muat Batubara

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

2.4.2. Niaga

Di dalam UU No 17 tahun 2008 tentang Pelayaran, menegaskan tentang penerapan asas cabotage terha-dap angkutan laut di dalam negeri, dimana salah satu yang terkena asas cabotage tersebut adalah batubara.

Produksi batubara nasional, sekitar 30% diserap pasar dalam negeri dimana pengangkutannya baru sekitar 40% menggunakan kapal berbendera Indo-nesia. Angkutan untuk tujuan ekspor sebagian besar masih menggunakan kapal berbendera asing, peranan kapal berbendera Indonesia masih di bawah 10%.

Untuk briket batubara, sebagian besar diserap oleh pengguna peternakan ayam dan industri kecil lainnya.

Saat ini terdapat kecenderungan bahwa Kebu-tuhan pasar batubara domestik akan semakin besar, khususnya untuk suplai kebutuhan PLTU batubara (termasuk percepatan pembangunan PLTU 10.000 MW tahap I dan II).

Gambar 2.11. Kapasitas Pelabuhan Muat Batubara Di Indonesia


ondisi Produksi dan Penjualan Mineral dan BatubaraK3.1.

3PELUANG DAN TANTANGAN

INVESTASI MINERAL DAN BATUBARA

Sumber : Direktorat Pengusahaan Mineral dan Batubara 2010

3.1.1 Kondisi Produksi Mineral 2005 - 2010

No. Commodity Unit 2005 2006 2007 2008 2009 2010

1 Copper conct. dmt 3,553,808 2,938,009 2,814,952 2,397,899 3,484,124 3,466,771

2 Copper ton 1,063,849 817,796 796,899 655,046 998,530 878,376

3 Gold kg 143,205 85,411 117,854 64,390 127,716 102,694

4 Silver kg 328,749 261,398 268,967 226,051 326,773 266,492

5 Tin conct. ton 78,404 80,933 66,137 53,228 46,078 41,070

6 Tin metal ton 67,600 65,357 64,127 53,471 51,418 42,242

7 Bauxite mt 1,081,739 1,501,937 1,251,147 1,152,322 783,097 104,692

8 Conv matte ton 97,781 92,123 98,914 92,776 85,974 97,387

9 Ni+Co in matte ton 77,471 72,782 77,928 73,356 68,228 77,186

10 Nickel ore wmt 2,545,580 4,353,832 7,112,870 6,571,764 5,802,080 3,450,762

11 Ferro nickel mt 20,036 - - - - -

12 Ni In Fe Ni ton 3,985 14,474 18,532 17,566 12,550 9,634

13 Iron sand wmt 32,203 5,489 - - - -

14 Granite ton 4,302,849 5,217,807 1,793,440 - - -

15 Diamond crt 21,606 46,856 22,980 27,688 - -


3.1.2 Kondisi Penjualan Mineral Domestik 2005-2010


1 Copper ton - - - 216,761 240,782 227,812

2 Gold kg 1,724 1,882 - 15,216 29,776 22,054

3 Silver kg 11,985 12,967 - 58,392 70,397 62,804

4 Tin metal ton 974 1,927 - 747 - -

5 Bauxite mt - - - - - -

6 Ni+Co in matte ton - - - - - -

7 Nickel ore wmt - - - - - -

8 Ferro nickel mt - - - - - -

9 Ni In Fe Ni ton - - - - - -

10 Iron sand wmt 23,267 6,051 - - - -

11 Granite ton 155,507 455,778 30,049 - - -

12 Diamond crt - - - - - -


3.1.3 Kondisi Penjualan Mineral Ekspor 2005-2010


1 Copper ton 1,054,778 816,181 785,552 450,661 698,190 597,231

2 Gold kg 140,321 85,176 119,637 57,475 102,081 76,421

3 Silver kg 306,603 244,144 268,051 172,484 303,346 197,212

4 Tin metal ton 66,920 61,422 63,679 50,198 55,355 208,473

5 Bauxite mt 1,039,380 1,536,542 964,282 893,088 445,662 164,498

6 Ni+Co in matte ton 77,218 72,879 77,838 74,030 67,782 77,035

7 Nickel ore wmt 2,688,477 4,309,134 6,907,459 5,342,924 4,901,699 2,760,344

8 Ferro nickel mt 24,463 - - - - -

9 Ni In Fe Ni ton 4,930 13,389 17,548 17,025 14,191 9,303

10 Iron sand wmt - - - - - -

11 Granite ton 3,856,074 5,160,623 684,948 - - -

12 Diamond crt 24,075 47,039 10,411 32,748 - -


3.1.4 Kondisi Produksi Batubara 2005 – 2010

No.Nama

Perusahaan2005 2006 2007 2008 2009 2010 Total

BUMN

1 Bukit Asam 8,559,124.00 8,665,526.00 8,604,709.00 10,086,509.00 10,828,930.00 11,913,441.00 58,658,239.00

2 Bukit Asam - Ombilin 47,511.00 1,955.68 3,904.00 51,219.00 1,770.00 5,272.00 111,631.68

3Bukit Asam - Tanjung Enim - Antrasit

- - - - - - -

Sub Total 8,606,635.00 8,667,481.68 8,608,613.00 10,137,728.00 10,830,700.00 11,918,713.00 58,769,870.68

KONTRAKTOR

1. - - - - - - -

2. Adaro Indonesia, PT 26,686,197.00 34,368,053.00 36,037,866.00 38,482,461.00 40,590,189.00 38,986,574.00 215,151,340.00

3. Allied Indo Coal, PT - - 52,456.91 - - - 52,456.91

4.Antang Gunung Meratus, PT

1,028,511.62 118,184.88 197,240.72 378,175.84 548,801.40 685,585.21 2,956,499.67

5. Arutmin Indonesia, PT 16,756,700.00 16,316,240.00 15,394,067.00 15,701,501.00 19,298,463.00 20,426,166.00 103,893,137.00

6.Asmin Koalindo Tuhup, PT

- - - - 216,687.17 1,589,778.00 1,806,465.17

7.Bahari Cakrawala Sebuku, PT

2,999,997.00 3,494,670.00 3,382,014.00 3,531,201.00 1,982,709.00 1,103,766.00 16,494,357.00

8.Bangun Banua Persada Kalimantan, PT

- 220,155.99 298,368.10 346,467.28 254,801.40 556,206.38 1,675,999.14

9. Baramarta, PD 1,285,553.94 2,258,366.80 3,722,960.05 4,334,720.79 3,252,121.50 2,526,879.08 17,380,602.17

10.Baramulti Suksessarana, PT

27,335.29 - - - - - 27,335.29

11. Batualam Selaras, PT - - - - - 41,741.83 41,741.83

12. Baturona Adimulya, PT - - - - - 280,107.26 280,107.26

13. Berau Coal, PT 9,197,371.00 10,592,718.00 11,811,494.00 12,924,990.00 14,336,892.00 17,382,639.00 76,246,104.00

14. Borneo Indobara, PT - 550,889.63 - 1,219,460.13 1,182,669.11 1,118,005.03 4,071,023.90


Kondisi Produksi dan Penjualan Mineral dan Batubara

No.Nama


15.Dharma Puspita Mining, PT

- - - - - - -

16.Firman Ketaun Perkasa, PT

- - - - 311,671.74 494,016.54 805,688.28

17.Gunung Bayan Pratamacoal, PT

3,926,610.00 5,155,686.00 4,532,431.00 4,459,095.00 4,142,230.74 4,053,369.50 26,269,422.24

18. Indominco Mandiri, PT 7,448,845.00 10,301,606.00 11,452,621.00 10,797,761.00 12,396,126.00 13,101,774.00 65,498,733.00

19. Insani Bara Perkasa, PT - 80,292.88 122,718.82 760,759.74 1,007,973.94 2,004,598.42 3,976,343.80

20. Interex Sacra Raya, PT - 57,110.00 158,178.00 111,697.00 93,574.00 82,224.00 502,783.00

21. Intitirta Primasakti, PT - - - - - - -

22.Jorong Barutama Greston, PT

3,028,935.00 3,091,645.00 2,631,985.00 2,419,454.00 3,132,616.00 456,522.00 14,761,157.00

23. Kadya Caraka Mulia, PT 167,416.39 434,184.25 198,548.12 225,943.47 121,807.85 43,380.96 1,191,281.04

24.Kalimantan Energi Lestari, PT

600,805.00 153,907.35 62,295.00 20,254.00 - - 837,261.35

25. Kaltim Prima Coal, PT 28,183,329.00 35,300,852.00 38,454,558.00 36,280,348.00 38,154,491.00 39,951,221.00 216,324,799.00

26.Kartika Selabumi Mining, PT

1,035,136.43 1,108,889.47 341,572.47 207,844.34 - 187,315.00 2,880,757.71

27.Kendilo Coal Indonesia, PT

- - - - - - -

28. Kideco Jaya Agung, PT 18,125,043.00 18,911,954.00 18,889,931.00 21,900,596.00 24,692,299.00 26,428,452.00 128,948,275.00

29.Lanna Harita Indonesia, PT

1,886,550.24 1,684,775.95 1,479,745.32 1,301,670.34 1,397,227.33 1,843,052.64 9,593,021.82

30.Mahakam Sumber Jaya, PT

2,304,470.09 2,943,896.98 2,936,482.00 3,059,294.00 4,537,033.00 5,303,363.00 21,084,539.07

31. Mandiri Intiperkasa, PT 1,081,728.02 1,165,287.39 1,735,951.57 1,983,839.00 2,451,357.26 2,653,911.34 11,072,074.58

32.Mantimin Coal Mining, PT

- - - - - - -

33.Marunda Graha Mineral, PT

824,004.78 1,380,719.24 847,407.46 1,443,221.08 932,684.39 1,340,569.57 6,768,606.52

34.Multi Harapan Utama, PT

896,588.00 1,178,800.00 1,055,614.00 1,872,714.00 1,528,163.00 1,677,862.00 8,209,741.00

35.Multi Tambangjaya Utama, PT

- - - - 357,706.00 508,808.00 866,514.00

36.Nusantara Termal Coal, PT

388,499.44 142,937.40 944,415.69 889,683.27 920,863.65 687,230.64 3,973,630.09

37.Pendopo Energi Batubara (D/H Pt Barito Putra)

- - - - 440.00 - 440.00

38. Perkasa Inakakerta, PT - - 523,575.52 1,144,163.24 2,012,806.25 2,684,902.21 6,365,447.22

39.Pesona Khatulistiwa Nusantara (D/H Astra Binabakti Intisari)

- - - - 56,268.00 577,529.98 633,797.98

40. Riau Bara Harum, PT 167,029.60 916,948.00 713,849.75 325,516.00 1,265,331.00 1,865,251.70 5,253,926.05

41. Santan Batubara, PT - - - - 1,249,915.00 1,992,075.00 3,241,990.00

42.Senamas Energindo Mulia, PT

- - 11,950.00 6,750.00 18,133.00 48,674.00 85,507.00

43. Singlurus Pratama, PT - - - - 478,951.70 847,274.79 1,326,226.49

44.Sumber Kurnia Buana, PT

870,184.85 1,340,600.00 1,525,990.71 1,018,232.81 1,305,702.40 672,680.57 6,733,391.34



No.Nama


45. Tanito Harum, PT 2,402,775.51 2,678,894.50 2,690,198.12 2,660,915.48 3,239,300.39 3,512,859.16 17,184,943.16

46. Tanjung Alam Jaya, PT 750,810.84 1,465,675.31 1,465,219.12 1,655,109.62 1,028,797.38 958,170.14 7,323,782.41

47. Teguh Sinar Abadi, PT - - 15,963.00 209,390.03 1,021,443.74 1,091,697.36 2,338,494.13

48.Trubaindo Coal Mining, PT

1,610,389.00 5,738,035.00 3,555,107.00 4,544,935.00 5,183,618.00 5,544,568.00 26,176,652.00

49.Wahana Baratama Mining, PT

- - - 780,451.99 2,887,669.89 2,573,872.15 6,241,994.03

Sub Total 133,680,816.03 163,151,975.03 167,242,774.45 176,998,615.46 197,589,535.24 207,884,673.45 1,046,548,389.66

KP SWASTA

1. Prov. Bengkulu - - - 990,550.98 1,455,137.49 - 2,445,688.47

2. Prov. Jambi - - - 404,540.50 3,046,940.81 280,779.88 3,732,261.19

3. Prov. Kalimantan Selatan - - - 695,777.71 4,374,833.65 7,415,426.51 12,486,037.87

4. Prov. Kalimantan Tengah - - - - 42,448.50 226,434.11 268,882.61

5. Prov. Kalimantan Timur - - - 3,777,423.37 10,635,507.00 12,978,026.94 27,390,957.31

6. Prov. Riau - - - 312,668.92 278,379.85 80,604.01 671,652.78

7. Prov. Sumatera Barat - - - 784,865.34 1,249,355.74 326,267.89 2,360,488.97

8. Prov. Sumatera Selatan - - - 698,170.76 1,054,158.77 449,491.50 2,201,821.03

Sub Total - - - 7,663,997.58 22,136,761.81 21,757,030.84 51,557,790.23

Total 142,287,451.03 171,819,456.71 175,851,387.45 194,800,341.04 230,556,997.05 241,560,417.29 1,156,876,050.56

3.1.5 Kondisi Penjualan Batubara Domestik 2005-2010

No.Nama


BUMN

1 Bukit Asam 7,151,010.00 6,753,252.00 6,694,418.00 7,974,842.00 7,638,084.00 8,222,560.00 44,434,166.00

2 Bukit Asam - Ombilin 41,756.00 1,622.10 184,733.55 5,386.00 2,044.00 84,914.00 320,455.65


- - - - - - -

Sub Total 7,192,766.00 6,754,874.10 6,879,151.55 7,980,228.00 7,640,128.00 8,307,474.00 44,754,621.65

KONTRAKTOR

1. - - - - - - -


3. Allied Indo Coal, PT - - 73,851.78 - - - 73,851.78


416,864.82 279,590.67 275,153.05 533,682.49 662,287.68 693,998.05 2,861,576.76

5. Arutmin Indonesia, PT 4,576,812.17 882,296.40 2,033,171.10 1,198,955.66 2,267,323.65 3,304,126.34 14,262,685.31


- - - - - - -


- - - - - 14,900.00 14,900.00


- 158,900.56 338,650.32 199,575.97 278,411.94 673,496.26 1,649,035.04

9. Baramarta, PD 398,143.72 - 3,722,969.05 4,270,554.47 3,277,417.04 2,526,879.08 14,195,963.35



No.Nama



24,874.45 - - - - - 24,874.45

11. Batualam Selaras, PT - - - - - 41,189.36 41,189.36


13. Berau Coal, PT 3,752,957.00 3,223,516.40 4,191,278.58 4,908,024.60 4,121,855.00 4,415,534.00 24,613,165.58

14. Borneo Indobara, PT - 213,621.52 - 232,218.59 577,763.45 72,580.03 1,096,183.59


- - - - - - -


- - - - - - -


3,818,317.34 4,209,902.08 3,525,877.15 2,880,284.87 3,038,417.31 2,997,121.03 20,469,919.76

18. Indominco Mandiri, PT 46,787.00 998,696.00 260,047.00 624,075.00 632,724.00 857,197.00 3,419,526.00

19. Insani Bara Perkasa, PT - 30,495.94 42,688.94 49,219.00 69,893.60 88,261.73 280,559.21

20. Interex Sacra Raya, PT - 21,613.98 - 36,214.44 97,794.13 74,203.45 229,826.00



840,529.76 434,520.27 736,569.14 616,925.55 928,092.00 165,770.27 3,722,406.98

23. Kadya Caraka Mulia, PT 167,417.00 - 198,548.12 236,526.05 125,105.77 50,911.33 778,508.27


- 90,915.02 - - - - 90,915.02

25. Kaltim Prima Coal, PT 905,068.00 1,188,333.00 2,726,875.00 3,329,181.00 3,419,350.00 3,949,200.00 15,518,007.00


992,557.86 1,109,713.34 593,673.33 188,298.65 85,484.66 39,598.95 3,009,326.79


- - - - - - -



- - - - 11,120.51 5,829.17 16,949.68


1,006,097.00 - 7,734.00 1,291,265.00 689,957.00 606,383.00 3,601,436.00

31. Mandiri Intiperkasa, PT - 32,378.31 32,896.59 24,584.12 - 5,331.00 95,190.01


- - - - - - -


- - - - - - -


242,323.82 316,325.02 101,136.62 183,479.00 - - 843,264.46


- - - - - - -


- 128,565.58 925,312.89 906,383.97 840,085.29 546,926.53 3,347,274.26


- - - - - 50.00 50.00

38. Perkasa Inakakerta, PT - - 82,413.98 8,067.92 - - 90,481.91


- - - - - 225,007.97 225,007.97

40. Riau Bara Harum, PT 68,400.27 753,781.49 34,720.00 - - - 856,901.76


No.Nama


41. Santan Batubara, PT - - - - 581,466.00 144,264.00 725,730.00


- - 8,845.79 6,100.00 21,569.29 47,071.38 83,586.46

43. Singlurus Pratama, PT - - - - - - -


497,650.80 - 1,485,795.33 1,039,673.93 1,250,305.88 747,680.87 5,021,106.80

45. Tanito Harum, PT 9,129.00 - 428,858.26 781,925.00 1,240,555.87 1,153,828.00 3,614,296.13

46. Tanjung Alam Jaya, PT - 749,997.00 - 1,351,644.39 1,021,576.35 991,431.94 4,114,649.67

47. Teguh Sinar Abadi, PT - - - 168,310.16 - - 168,310.16


1,171,441.63 1,589,191.11 1,321,968.66 558,428.39 1,500,466.98 2,550,458.34 8,691,955.10


- - - - - - -

Sub Total 34,027,577.79 31,243,621.67 38,603,540.34 40,525,091.57 41,915,457.55 42,514,413.89 228,829,702.81

KP SWASTA

1. Prov. Bengkulu - - - 63,039.70 317,569.99 - 380,609.69

2. Prov. Jambi - - - 306,932.32 350,977.64 116,009.32 773,919.28

3. Prov. Kalimantan Selatan - - - 639,516.67 346,245.63 486,041.89 1,471,804.19

4. Prov. Kalimantan Tengah - - - - - - -


6. Prov. Riau - - - 144,266.61 24,613.90 - 168,880.51

7. Prov. Sumatera Barat - - - 736,189.27 1,174,654.20 32,473.62 1,943,317.09

8. Prov. Sumatera Selatan - - - 526,632.39 850,978.17 857,692.54 2,235,303.10

Sub Total - - - 4,967,932.16 6,742,091.89 3,711,870.39 15,421,894.44

Total 41,220,343.79 37,998,495.77 45,482,691.89 53,473,251.73 56,297,677.44 54,533,758.28 289,006,218.90


3.1.6 Kondisi Penjualan Batubara Ekspor 2005-2010

No.Nama


BUMN

1 Bukit Asam 2,492,201.00 2,848,534.00 3,808,057.00 4,008,249.61 4,416,312.00 4,659,928.00 22,233,281.61

2 Bukit Asam - Ombilin - - - 71,225.00 - - 71,225.00


- - - - - - -

Sub Total 7,192,766.00 6,754,874.10 6,879,151.55 7,980,228.00 7,640,128.00 8,307,474.00 44,754,621.65

KONTRAKTOR

1. - - - - - - -


3. Allied Indo Coal, PT - - - - - - -


- - - - - - -

5. Arutmin Indonesia, PT 12,516,891.00 13,276,712.12 13,544,669.00 14,262,641.95 17,169,828.00 17,081,559.00 87,852,301.06



No.Nama



- - - - 191,482.19 1,337,873.09 1,529,355.28


2,822,636.00 3,621,795.00 3,466,451.00 3,603,775.00 1,922,341.00 1,076,772.00 16,513,770.00


- - - - - - -

9. Baramarta, PD 95,176.73 2,256,367.00 - - - - 2,351,543.73


- - - - - - -

11. Batualam Selaras, PT - - - - - - -


13. Berau Coal, PT 5,762,556.00 6,757,761.49 7,605,711.00 8,188,801.00 10,019,991.00 12,650,877.00 50,985,697.49

14. Borneo Indobara, PT - - - 1,077,438.65 635,310.13 763,722.49 2,476,471.27


- - - - - - -


- - - - 227,138.00 467,270.00 694,408.00


- 949,843.00 934,868.00 623,549.00 1,152,284.00 1,042,399.00 4,702,943.00

18. Indominco Mandiri, PT 8,901,843.00 10,466,251.00 12,061,964.65 10,258,735.65 13,059,005.00 12,578,374.46 67,326,173.76

19. Insani Bara Perkasa, PT - 17,142.56 113,330.46 733,617.55 930,278.98 1,851,859.50 3,646,229.05

20. Interex Sacra Raya, PT - 26,282.81 138,554.28 66,012.28 12,317.09 - 243,166.46



2,138,520.84 1,480,467.90 1,941,560.45 2,033,898.33 2,145,041.79 455,104.00 10,194,593.32

23. Kadya Caraka Mulia, PT - 434,185.00 - - - - 434,185.00


600,000.00 15,833.98 80,317.07 24,401.96 - - 720,553.01

25. Kaltim Prima Coal, PT 26,622,409.00 34,153,393.31 37,041,285.00 32,224,315.00 35,268,125.00 36,056,639.00 201,366,166.31


- - - - - 151,909.22 151,909.22


- - - - - - -



1,732,691.00 1,668,104.00 1,598,524.00 1,447,330.49 1,209,500.00 1,868,912.00 9,525,061.49


- 2,921,351.98 3,035,724.00 1,744,813.00 3,631,792.00 4,579,329.00 15,913,009.98

31. Mandiri Intiperkasa, PT 1,020,531.00 897,204.59 1,814,040.00 1,979,410.00 2,441,500.00 2,628,490.85 10,781,176.44


- - - - - - -


788,254.83 779,598.00 1,635,549.00 1,247,519.00 876,179.00 1,442,051.00 6,769,150.83


648,073.40 934,481.00 961,700.79 1,717,417.53 1,531,207.62 1,760,376.34 7,553,256.68


- - - - 316,172.25 480,107.30 796,279.55


- - - - - - -


No.Nama



- - - - - 20.00 20.00

38. Perkasa Inakakerta, PT - - 307,561.00 1,101,785.00 2,018,909.00 2,627,558.00 6,055,813.00


- - - - 38,682.00 326,362.00 365,044.00

40. Riau Bara Harum, PT - 368,347.00 706,205.00 282,147.00 1,307,199.00 1,984,234.45 4,648,132.45

41. Santan Batubara, PT - - - - 534,554.00 1,858,463.00 2,393,017.00


- - - - - - -

43. Singlurus Pratama, PT - - - - 430,069.22 907,121.36 1,337,190.58


- - - - - - -

45. Tanito Harum, PT 5,467,352.00 1,218,648.00 5,008,126.49 1,811,581.00 2,019,011.00 2,335,161.00 17,859,879.49

46. Tanjung Alam Jaya, PT - - - - - 24,528.57 24,528.57

47. Teguh Sinar Abadi, PT - - - 54,366.00 736,594.00 1,366,963.00 2,157,923.00


389,197.00 2,754,648.88 2,400,654.28 4,025,068.55 3,632,390.74 2,976,783.00 16,178,742.45


- - - 524,312.00 2,914,863.71 2,424,809.00 5,863,984.71

Sub Total 98,527,005.81 120,102,237.61 132,428,916.47 135,287,918.73 157,129,297.75 165,227,026.12 808,702,402.50

KP SWASTA

1. Prov. Bengkulu - - - 997,228.88 866,876.28 - 1,864,105.16

2. Prov. Jambi - - - 17,806.84 - 92,094.74 109,901.58

3. Prov. Kalimantan Selatan - - - - 48,006.00 - 48,006.00

4. Prov. Kalimantan Tengah - - - - - 79,786.32 79,786.32


6. Prov. Riau - - - 269,475.21 301,714.42 81,483.90 652,673.53

7. Prov. Sumatera Barat - - - - 177,412.05 105,465.74 282,877.79

8. Prov. Sumatera Selatan - - - 14,436.70 - 65,800.00 80,236.70

Sub Total - - - 2,721,002.85 8,787,912.08 9,270,429.25 20,779,344.18

Total 101,019,206.81 122,950,771.61 136,236,973.47 142,088,396.20 170,333,521.83 179,157,383.37 851,786,253.29



rioritas Pembangunan Infrastruktur Mineral dan Batubara Ke DepanP3.2.

3.2.1 Pengolahan dan Pemurnian Mineral

Kondisi pengelolaan sumber daya alam, khususnya sumber daya Mineral, di Indonesia saat ini secara umum banyak yang diekspor masih dalam bentuk bahan mentah, tanpa diolah terlebih dahulu. Sedangkan beberapa industri pengolahan yang menggunakan sumber daya Mineral sebagai bahan baku utama ataupun penunjang masih merupakan produk impor. Kondisi tersebut berakibat tidak menghasilkan nilai tambah (added-value) secara langsung maupun tidak langsung sebagaimana yang diharapkan.

Di sisi lain, negara-negara industri selalu berusaha untuk memperoleh “keuntungan nilai tambah” dari negara-negara pengekspor melalui proses pengolahan lebih lanjut di negaranya ataupun di kelompok usahanya. Hal ini terjadi karena ilmu pengetahuan dan teknologi pengolahan dapat dikatakan masih dikuasai sepenuhnya oleh mereka termasuk jaringan pemasaran.

Pengolahan di dalam negeri mempunyai efek ganda (multiplier effect) yang besar, antara lain penciptaan lapangan kerja, alih teknologi dan perolehan unsur-unsur lain yang mungkin terdapat dalam bijih serta tumbuhnya sektor ekonomi di sekitar lokasi pengolahan. Tergantung pada jenis tambang, pengolahan bijih pada umumnya terdiri dari proses beneficiationdimanabijihyangditambangdiprosesmenjadi konsentrat bijih untuk diolah lebih lanjut atau dijual langsung, diikuti dengan pengolahan metalurgidanrefining.Prosesbeneficiationumumnyaterdiri dari kegiatan persiapan, penghancuran dan atau penggilingan, peningkatan konsentrasi dengan gravitasi atau pemisahan secara magnetis atau denganmenggunakanmetodeflotasi(pengapungan),yang diikuti dengan pengairan (dewatering) dan penyaringan. Hasil dari proses ini adalah konsentrat bijih dan limbah dalam bentuk tailing dan serta emisi debu. Tailing biasanya mengandung bahan kimia sisa proses dan logam berat.

Peningkatan Nilai Tambah (PNT) produk pertambangan sangat penting mengingat selama ini peran Indonesia hanya sebagai produsen atau penjual

bahan galian tambang yang sebagian besar tanpa diolah terlebih dahulu sementara industri dalam negeri yang berbasis tambang masih mengimpor bahan baku tersebut dari negara lain yang bahan bakunya berasal dari Indonesia. Peningkatan usaha dari produsen atau penjual bahan baku mentah meningkat menjadi produsen bahan baku setengah jadi yang bertujuan untuk dapat menghasilkan nilai tambah dan bermanfaat secara langsung bagi kepentingan nasional umumnya dan khususnya bagi pengembangan suatu wilayah dimana bahan galian tersebut berada.

Beberapa komoditas Mineral logam telah diolah di dalam negeri menjadi produk akhir yang dapat digunakan secara langsung sebagai bahan baku sektor industri, yaitu bijih timah, bijih nikel dan bijih tembaga. Penggunaan logam-logam hasil pengolahan tersebut dalam sektor industri sangat beragam yang meliputi antara lain: industri kesehatan, industri manufaktur, industri mesin dan logam dasar, industri pertahanan dan lain-lain. Keberadaan industri pengolahan Mineral logam dalam negeri sangat bermanfaatan terhadap jaminan pasokan bahan baku bagi industri dan tidak tergantung pada impor.

3.2.2. Pengolahan dan Pemurnian Timah

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


3.2.3. Pengolahan dan Pemurnian Bauksit

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

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

29

Gambar 2.12. Pohon Industri Timah


Khusus alumunium, keberadaan pabrik peleburan melalui proses garam lebur (Hall- Heroult) masih menggunakan bahan baku alumina yang diimpor. Diharapkan bila tersedia alumina lokal hasil pengolahan dalam negeri dapat mensuplai kebutuhan pabrik alumunium tersebut. Gambaran industri pengolahan alumunium dapat dilihat pada gambar dibawah dimana terlihat bahwa industri pengolahan alumunium dlam negeri telah mampu menghasilkan produk alumunium murni yang dapat digunakan untuk industri manufaktur. Namun demikian, bahan baku alumina masih diimpor sedangkan produksi bijih bauksit dalam negeri diekspor dalam bentuk material mentah (raw material). Pohon industri alumunium dapat dilihat dalam gambar 2.13.

29



Khusus alumunium, keberadaan pabrik peleburan melalui proses garam lebur (Hall- Heroult) masih menggunakan bahan baku alumina yang diimpor. Diharapkan bila tersedia alumina lokal hasil pengolahan dalam negeri dapat mensuplai kebutuhan pabrik alumunium tersebut. Gambaran industri pengolahan alumunium dapat dilihat pada gambar dibawah dimana terlihat bahwa industri pengolahan alumunium dlam negeri telah mampu menghasilkan produk alumunium murni yang dapat digunakan untuk industri manufaktur. Namun demikian, bahan baku alumina masih diimpor sedangkan produksi bijih bauksit dalam negeri diekspor dalam bentuk material mentah (raw material). Pohon industri alumunium dapat dilihat dalam gambar 2.13.


Gambar 2.13. Pohon Industri

Alumunium


Prioritas Pembangunan InfrastrukturMineral dan Batubara Ke Depan3.2.4. Pengolahan dan Pemurnian Nikel

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

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

3.2.5. Pengolahan dan Pemurnian Tembaga

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

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

Hal yang masih menjadi kerisauan dalam industri peleburan konsentrat dalam negeri adalah kenyataan bahwa hanya 30% dari konsentrat yang dihasil oleh PT

30

Gambar 2.13. Pohon Industri Alumunium

3.2.4. Pengolahan dan Pemurnian Nikel

Untuk pabrik peleburan nikel terdapat 2 (dua) jalur pengolahan yang telah dikembangkan secara komersial yaitu jalur ferro-nikel (PT Antam) dan nikel-matte (PT INCO). Jalur ferro nikel adalah proses yang memberikan produk akhir dalam bentuk granular Fe-Ni yang langsung dapat diserap pasar sebagai bahan baku industri besi baja yang sangat besar pertumbuhannya. Sedangkan jalur dengan produk nikel-matte masih memerlukan proses pemurnian lebih lanjut untuk menjadi produk akhir dimana tergantungdari pabrik hilirnya akan dipakai sebagai bahan paduan produk akhir (goods). Secara teknis, ferro nikel dapat disebut sebagai produk akhir karena telah melalu proses pemurnian dan dapat langsung digunakan untuk industri. Sementara itu, nikel matte masih merupakan produk antara yang masih memerlukan proses pemurnian. Berdasar struktur pengolahan nikel dibawah ini terlihat bahwa industri pengolahan nikel di Indonesia telah berkembang adalah jalur pengolahan ferro nikel dimana industri manufaktur yang memanfaatkannya juga telah tersedia di dalam negeri. Sementara itu pengolahan nikel matte dan pemanfaatannya belum ada di Indonesia. Pohon industri nikel dapat di lihat dalam gambar 2.9.

Gambar 2.14. Pohon Industri Nikel

3.2.5. Pengolahan dan Pemurnian Tembaga

Pengolahan bijih tembaga telah dilakukan di dalam negeri mulai dari konsentrasi Mineral (PT Freeport dan PT NNT) hingga peleburan dan pemurnian bijih tembaga menjadi logam tembaga murni (PT Smelting Gresik). Pabrik peleburan ini telah berproduksi sejak tahun 1999 dengan kapasitas produksi 300 ton tembaga/tahun. Teknologi peleburan tembaga di dunia berkembang pada berbagai alternatif proses yang masing-masing mempunyai keunggulan dan pemilihan tersebut didasarkan pada pertimbangan faktor konsumsi energi. Produk dari peleburan konsentrat tembaga yang dilakukan di PT Smelting Gresik adalah : logam tembaga murni (99.99%), anoda slime, asam sulfat dan terak (slag). Empat puluh persen produksi logam tembaga yang dihasilkan oleh PT Smelting Gresik telah terserap oleh pasar domestik dan sisanya di ekspor. Sementara itu asam sulfat yang dihasilnya dikonsumsi


Nikel


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

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

3.2.6. Pengolahan dan Pemurnian Besi

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

pengolahan bijih besi di Indonesia dapat dilihat pada gambar 2.16.

31

oleh pabrik petrokimia untuk pembuatan pupuk. Slag hasil peleburan konsentrat tembaga juga telah dimanfaatkan oleh indutri semen. Hal ini membuktikan bahwa pengolahan Mineral di dalam negeri sangat menguntungkan industri dalam negeri karena produk samping dari industri dapat dimanfaatkan seluruhnya. Pohon industri tembaga dapat dilihat dalam gambar 2.10.

Hal yang masih menjadi kerisauan dalam industri peleburan konsentrat dalam negeri adalah kenyataan bahwa hanya 30% dari konsentrat yang dihasil oleh PT Freeport yang dapat diolah di dalam negeri, sedangkan sisanya dan produk dari PT NNT masih diekspor karena keterbatasan kapasitas pabrik pengolahan PT Smelting Gresik. Selain itu, anoda slime yang dihasilkan oleh pabrik peleburan tembaga masih harus diekspor ke luar negeri (Jepang) karena ketidaktersediaan industri pengolahan anoda slime. hal ini sangat merugikan karena dalam anoda slime tersebut masih mengandung logam-logam berharga seperti emas, perak, selenium, platinum dan logam-logam berharga lainnya yang akan sangat bermanfaat bagi industri dalam negeri apabila dapat diekstraksi di dalam negeri.

Gambar 2.15. Pohon Industri Tembaga

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

3.2.6. Pengolahan dan Pemurnian Besi

Sebagai salah satu negara yang memiliki cadangan bijih dan pasir besi dalam jumlah besar, industri besi dan baja di Indonesia masih sangat tergantung pada bahan baku pembuatan baja dan besi dari luar negeri berupa pig iron dan sponge iron. Impor bahan baku tersebut pada tahun 2008 sebesar 516,2 ribu ton dimana sebagian besar diimpor dari Brazil. Sementara itu, bijih besi yang dihasilkan oleh sektor pertambangan di Indonesia dipasarkan dalam bentuk raw material ke luar negeri. Gambaran industri pengolahan bijih besi di Indonesia dapat dilihat pada gambar 2.16.


Tembaga


Gambar 2.16. Pohon Industri Besi

Prioritas Pembangunan InfrastrukturMineral dan Batubara Ke Depan

3.2.7 Pengolahan dan Pemurnian Timbal dan Zinc

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

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


Timbal

GeologiSumber

Daya

Kondisi Ideal

EksplorasiCadangan Bijih Besi

EksploitasiBijih besi primer

Eksploitasi Felaterit

Eksploitasi Pasir besi

Pengangkutan

Impor

Pellet

Pengolahan:Crushing

dan drying,Agglomeration

Konsentrat Besi

Peleburan

Ti

Ilmenit

Tioksida

Slag

Sponge Iron

Pig Iron

SlagPish ball/

sand blast

BajaPeleburan dan Refinery

Bijih Besi:Fe 55-60%

Bijih Besi:Fe 55-60%

Pengangkutan

Kondisi saat ini

EksplorasiCadangan Bijih Besi Eksploitasi

Bijih Besi Pengolahan:Washing dan Clossifying

Hulu (mengangkat dari perut bumi Hilir (mengolah menjadi produk mineral / produk energi)

INDUSTRI PRIMERKEGEOLOGIAN

Niaga

Niaga

Niaga

Niaga

Niaga

Niaga

Rumah Tangga

Transportasi

Industri

Komersial

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

33

Gambar 2.17. Pohon Industri Timbal

Gambar 2.18. Pohon Industri Seng



Seng

Diluar komoditas Mineral yang disebutkan diatas, masih banyak komoditas tambang lain yang belum dapat diolah sehingga penjualan dilakukan dam bentuk raw material antara lain: bijih besi, bijih alumunium, bijih nikel dan bijih mangan. Tidak berkembangnya industri pengolahan dalam negeri disebabkan beberapa faktor antara lain:

1. Penguasaan teknologi pengolahan yang masih terbatas sehingga memerlukan teknologi dan tenaga kerja yang kompeter dari luar negeri

2. Industri pengolahan memerlukan investasi yang cukup besar serta mempunyai requirement terkait kapasitas produksinya

3. Masih adanya paradigma untuk mendapatkan keuntungan ekonomis dan kemudahan dalam menjual raw material tanpa melakukan pengolahan terlebih dahulu.

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

33

Gambar 2.17. Pohon Industri Timbal

Gambar 2.18. Pohon Industri Seng


eluang dan Tantangan Investasi di Sub Sektor Mineral dan BatubaraP3.3.

3.3.1. Peluang Investasi di Sub Sektor Mineral dan Batubara

• Terbitnya UU Minerba memberikan peluang terciptanya kepastian hukum

• Investasi pada nilai tambah produk pertambangan sebagai peluang baru (termasuk besarnya potensi pengolahan Mineral logam, Batubara, Mineral bukan logam dan batuan) yang dapat menghasilkan peningkatan penerimaan Negara dan tenaga kerja

• Peningkatan kebutuhan Mineral dan Batubara untuk pasar domestic

3.3.2. Tantangan Investasi di Sub Sektor Mineral dan Batubara

• Masih belum sinkronnya beberapa legislasi lintas sektor (Pertambangan, Kehutanan, Lingkungan dan Tata ruang)

• Masih belum optimalnya pelaksanaan kegiatan pertambangan yang baik dan benar (PETI, perusahaan yang tidak mematuhi ketentuan lingkungan, dll)

• Masih terbatasnya kapasitas pengolahan (nilai tambah) saat ini

• Masih belum optimalnya kandungan lokal dari kegiatan pertambangan Mineral dan Batubara

• Harga komoditas Mineral dan Batubara berfluktuasiyangmempengaruhikepadatarget penambangan dan penjualan

• Masih terdapatnya kasus tumpang-tindih lintas sektor dalam praktek pertambangan

• Meningkatkan kontr ibusi dalam pembangunan daerah (bagi hasil, CD, dll)

• Keterbatasan kapasitas teknologi, Sumber Daya Manusia dan infrastruktur

• B e l u m a d a n y a i n s e n t i f b a g i pengembangan pengolahan produk pertambangan

• Besarnya n i la i inves tas i pada pengembangan produk pengolahan



rosedur dan Tata Cara Perizinan Usaha Pertambangan Mineral dan BatubaraP4.1.

4PROSEDUR DAN TATACARA INVESTASI

4.1.1. Format Pengajuan Permohonan IUP/ IUPK Eksplorasi

Yang terhormat,Direktur Jenderal/Gubernur/Bupati/Walikota *)Di.............................................................................

Dengan ini kami mengajukan permohonan IUP/IUPK *) Eksplorasi dengan keterangan sebagai berikut:

A. Pemohon1. Nama penandatanganan permohonan : ................................. Jabatan / pekerjaan : .................................2. Nama penandatanganan permohonan : ................................. Jabatan / pekerjaan : .................................3. Nama penandatanganan permohonan : ................................. Jabatan / pekerjaan : .................................

B. Pemohon1. Nama perusahaan : ................................. Alamat perusahaan : ................................. Telepon / faksimile : .................................2. Nama perusahaan : ................................. Alamat perusahaan : ................................. Telepon / faksimile : .................................3. Nama perusahaan : ................................. Alamat perusahaan : ................................. Telepon / faksimile : .................................4. Susunan Direksi dan Komisaris : .................................

No. Nama Jabatan

1

2

3

4

5

a. Direksi


Prosedur dan Tata Cara Perizinan Usaha Pertambangan Mineral dan Batubarab. Komisaris

5. Nomor dan Akte Pendirian : ........................................... Nomor dan tanggal pengesahan Departemen Kehakiman : ........................................... Nomor dan tanggal perubahan Akte terakhir : ...........................................6. Laporan keuangan yang telah diaudit oleh Akuntan Publik tahun terakhir 1) Jumlah Net Asset : ........................................... 2) Jumlah Hutang : ........................................... 3) Penghasilan Bersih : ...........................................

C. Lokasi dan luas wilayah serta jenis Bahan Galian yang dimohon1. Lokasi : ...........................................a. Provinsi : ...........................................b. Kabupaten / Kota : ...........................................2. Luas wilayah : ..................................... Ha3. Bahan galian : ...........................................

D. Lampiran Permohonan1. Peta Wilayah (asli) dari Unit Pelayanan Informasi Wilayah Pertambangan 2. Tanda bukti Penyetoran Uang Jaminan Kesungguhan dari bank yang ditunjuk3. Tanda terima Surat Pemberitahuan Tahunan (SPT) tahun terakhir/Nomor Pokok Wajib Pajak (NPWP)4. Laporan Keuangan 3 (tiga) tahun terakhir yang telah diaudit oleh Akuntan Publik

Demikian permohonan ini kami ajukan dan apabila ternyata keterangan yang kami berikan tidak benar, maka kami bersedia menerima sanksi dengan ketentuan peraturan perundang-undangan yang berlaku.

Jakarta, ............tanggal ........... **)

(meterai Rp. 6.000,-)

Nama PemohonTembusan :

1. Direktur Pengusahaan Mineral dan Batubara2. Kepala Dinas Pertambangan Provinsi/Kabupaten/Kota

Catatan :1. *) Coret yang tidak perlu **) Disesuaikan sesuai permohonan Butir 1 *)2. Diisi dengan huruf cetak3. Permohonan diajukan dalam rangkap 2 (dua)

No. Nama Jabatan

1

2

3

4

5


Permohonan IUP/IUPK Eksplorasi dibuat sesuai dengan bentuk Daftar isian yang harus disampaikan oleh Pemohon dalam waktu 5 (lima) hari kerja sejak tanggal penetapan pemenang lelang dari Menteri atau Gubernur atau Bupati/Walikota sesuai dengan kewenangannya masing-masing, dengan dilampiri:

1. Peta Wilayah yang diterbitkan oleh UPIWP;2. Salinan/kopi tanda terima penyetoran jaminan

uang kesungguhan dari Bank Pemerintah untuk wilayah yang berada pada kewenangan Pemerintah atau Bank Pembangunan Daerah, untuk wilayah yang berada pada kewenangan Pemerintah Daerah, atau salinan/kopi tanda pengiriman uang (transfer) dari Bank Pemohon;

3. Akte Pendirian Perusahaan4. Laporan keuangan untuk periode tiga tahun

terakhir yang telah diaudit oleh akuntan publik;

5. Surat Kuasa Khusus dari Direksi yang diketahui Komisaris Perusahaan kepada wakil yang ditugasi menandatangani permohonan atau melakukan perundingan atau membubuhkan paraf rancangan atau penandatanganan IUP/IUPK, apabila Direksi tidak melaksanakan sendiri;

6. Tanda terima Surat Pemberitahuan Tahunan (SPT) tahun terakhir/Nomor Pokok Wajib Pajak (NPWP) bagi perusahaan nasional.

4.1.2. Persyaratan Permohonan IUP/ IUPK Eksplorasi



ewenangan dan Pemberian Izin Usaha Pertambangan Mineral dan BatubaraK4.2.

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

Peminat Lelang

Panitia Lelang MENTERI

GUBERNUR

BUPATI / WALIKOTA

PEMENANG LELANG

53

6

1 2

12

9

7

7

7&10

KETERANGAN:1. Menteri berkoordinasi dengan

Gubernur/Bupati/Walikota untuk menetapkan WIUP/ WIUPK

2. Bupati/Walikota dan Gubernur memberikan rekomendasi kepada Menteri untuk penetapan WIUP/WIUPK, Menteri menetapkan WIUP/WIUPK

3. Menteri membentuk Panitia Lelang

4. Panitia Lelang mengumumkan lelang WIUP/WIUPK

5. Peserta lelang mendaftar dan mengikuti proses lelang

6. Panitia lelang melakukan proses lelang kemudian mengusulkan pemenang lelang ke Menteri7. Menteri menetapkan pemenang lelang, dan disampaikan ke Gubernur, Bupati/Walikota dan pemenang

lelang8. Pemenang lelang memenuhi kewajiban pembayaran biaya kompensasi data untuk memperoleh peta

dan koordinat WIUP/WIUPK9. Pemenang lelang mengajukan permohonan IUP/IUPK Eksplorasi kepada Menteri dalam jangka waktu

paling lambat 5 (lima) hari kerja setelah penetapan pengumuman pemenang lelang WIUP/WIUPK, dengan melampirkan syarat:a. Peta dan koordinat WIUP/WIUPK hasil penetapan pemenang lelang WIUP/WIUPKb. Bukti pembayaran kompensasi data, sesuai keputusan hasil lelang WIUP/WIUPK mineral logam

atau batubarac. Bukti penempatan jaminan kesungguhan untuk kegiatan 4 (empat) tahun eksplorasi

10. Menteri menerbitkan Surat Keputusan IUP/IUPK Eksplorasi dalam jangka waktu paling lambat 7 (tujuh) hari sejak diterimanya permohonan IUP/IUPK Eksplorasi

CATATAN:Dalam hal pemenang lelang WIUP/WIUPK yang tidak mengajukan permohonan atau tidak dapat melengkapi

persyaratan sebagaimana dimaksud ayat (3) huruf a,b dan c; dianggap mengundurkan diri, dan kesempatan permohonan IUP/IUPK diberikan kepada pemenang lelang peringkat sesudahnya.


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

Peminat Lelang


GUBERNUR

BUPATI / WALIKOTA

PEMENANG LELANG

6

7 4

1 8 2 3

2 1

11 8 10 8

KETERANGAN:1. Menteri berkoordinasi

dengan Gubernur/Bupati/Walikota untuk menetapkan WIUP/ WIUPK

2. Bupa t i /Wa l i ko ta dan Gubernur memberikan rekomendas i kepada Menteri untuk penetapan WIUP/WIUPK

3. Menteri menetapkan WIUP/WIUPK dan menyerahkan kepada Gubernur

4. Gubernur membentuk Panitia Lelang

5. P a n i t i a L e l a n g mengumumkan lelang WIUP/WIUPK

6. Peserta lelang mendaftar dan mengikuti proses lelang7. Panitia lelang melakukan proses lelang kemudian mengusulkan pemenang lelang ke Gubernur8. Gubernur menetapkan pemenang lelang dan disampaikan ke Menteri, Bupati/Walikota dan pemenang

pelang9. Pemenang lelang memenuhi kewajiban pembayaran biaya kompensasi data untuk memperoleh peta

dan koordinat WIUP/WIUPK10. Pemenang lelang mengajukan permohonan IUP/IUPK Eksplorasi kepada Gubernur dalam jangka

waktu paling lambat 5 (lima) hari kerja setelah penetapan pengumuman pemenang lelang WIUP/WIUPK, dengan melampirkan syarat:a. Peta dan koordinat WIUP/WIUPK hasil penetapan pemenang lelang WIUP/WIUPKb. Bukti pembayaran kompensasi data, sesuai keputusan hasil lelang WIUP/WIUPK mineral logam

atau batubarac. Bukti penempatan jaminan kesungguhan untuk kegiatan 4 (empat) tahun eksplorasi

11. Gubernur menerbitkan Surat Keputusan IUP/IUPK Eksplorasi dalam jangka waktu paling lambat 7 (tujuh) hari sejak diterimanya permohonan IUP/IUPK Eksplorasi




Kewenangan dan Pemberian Izin Usaha Pertambangan Mineral dan Batubara

4.2.3. Bagan Alir Proses Permohonan IUP/IUPK Eksplorasi pada WIUP Kewenangan Kabupaten/Kota

Peminat Lelang


GUBERNUR

BUPATI / WALIKOTA

PEMENANG LELANG

6

7 4

1

1 2

32 & 8

8

8 & 117 & 8

10

KETERANGAN:1. Menteri berkoordinasi

dengan Gubernur/Bupati/Walikota untuk menetapkan WIUP/ WIUPK

2. Bupa t i /Wa l i ko ta dan Gubernur memberikan rekomendas i kepada Menteri untuk penetapan WIUP/WIUPK

3. Menteri menetapkan WIUP/WIUPK dan menyerahkan kepada Bupati/Walikota

4. Bupati/Walikota membentuk Panitia Lelang

5. P a n i t i a L e l a n g mengumumkan lelang WIUP/WIUPK

6. Peserta lelang mendaftar dan mengikuti proses lelang7. Panitia lelang melakukan proses lelang kemudian mengusulkan pemenang lelang ke Bupati/Walikota8. Bupati/Walikota menetapkan pemenang lelang dan disampaikan ke Menteri, Gubernur dan Pemenang

Lelang9. Pemenang lelang memenuhi kewajiban pembayaran biaya kompensasi data untuk memperoleh peta

dan koordinat WIUP/WIUPK10. Pemenang lelang mengajukan permohonan IUP/IUPK Eksplorasi kepada Bupati/Walikota dalam

jangka waktu paling lambat 5 (lima) hari kerja setelah penetapan pengumuman pemenang lelang WIUP/WIUPK, dengan melampirkan syarat:

a. Peta dan koordinat WIUP/WIUPK hasil penetapan pemenang lelang WIUP/WIUPKb. Bukti pembayaran kompensasi data, sesuai keputusan hasil lelang WIUP/WIUPK mineral logam

atau batubarac. Bukti penempatan jaminan kesungguhan untuk kegiatan 4 (empat) tahun eksplorasid. Bupati/Walikota menerbitkan Surat Keputusan IUP/IUPK Eksplorasi dalam jangka waktu paling

lambat 7 (tujuh) hari sejak diterimanya permohonan IUP/IUPK Eksplorasi



141Peluang Investasi Sektor ESDM - EBTKE


Peluang InvestasiSub Sektor

Energi Baru, Terbarukan dan

Konservasi Energi


142 Peluang Investasi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi


1PENDAHULUAN

atar BelakangL1.1.

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

Pengelolaan energi yang meliputi penyediaan, pemanfaatan, dan pengusahaannya harus dilaksanakan secara berkeadilan, berkelanjutan, rasional, optimal, dan terpadu guna memberikan

nilai tambah bagi perekonomian bangsa dan Negara Kesatuan Republik Indonesia. Penyediaan, pemanfaatan, dan pengusahaan secara terus menerus guna meningkatkan kesejahteraan rakyat dalam pelaksanaannya harus selaras, serasi, dan seimbang dengan fungsi lingkungan hidup.

Sejalan dengan peningkatan jumlah penduduk dan perekonomian nasional, peningkatan laju konsumsi energi untuk pemenuhan kebutuhan masyarakat pun semakin besar. Di Indonesia, konsumsi energi masih didominasi oleh energi fosil, hal ini dapat dilihat dari perkembangan Demand-Supply energi nasional tahun 1990-2009 seperti pada Gambar 1.1. Tingginya laju konsumsi energi ini mengakibatkan ketimpangan antara laju pengurasan sumber daya fosil (minyak bumi,

Kementerian Energi dan Sumber Daya MineralDirektorat Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi

DEMAND

(dalam juta SBM)

PERKEMBANGAN KEBUTUHAN DAN PENYEDIAAN ENERGI1990 - 2010

© EBTKE KESDM - 2011

SUPPLY

(dalam juta SBM)

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Gambar 1.1 GrafikDemand-SupplyEnergiNasional

144 Peluang Investasi Sektor ESDM - EBTKE

gas bumi, dan batubara) dengan kecepatan untuk menemukan cadangan baru, sehingga diperkirakan dalam waktu yang tidak lama lagi cadangan energi fosil akan habis dan Indonesia akan sangat tergantung pada energi impor.

Dengan profil penyediaan energi yang masihdidominasi oleh energi fosil, secara otomatis peningkatan permintaan energi akan meningkatkan beban subsidi energi. Perkembangan subsidi energi tahun 2000-2009 secara umum mengalami peningkatan seperti tampak pada Tabel 1.1. Menyadari hal ini, Pemerintah bertekad menerapkan kebijakan harga energi yang mempertimbangkan harga keekonomian dan daya beli masyarakat. Secara bertahap, subsidi harga energi akan terus dikurangi dengan demikian anggaran subsidi dapat dialihkan untuk peningkatan kesejahteraan rakyat.

Subsidi harga energi juga kurang mencerminkan keadilan energi bagi masyarakat. Penerima subsidi harga energi adalah mereka yang memiliki akses energi modern baik bahan bakar minyak (BBM) maupun listrik. Padahal masih banyak masyarakat di daerah terpencil belum mendapatkan akses energi modern tersebut. Penyediaan akses energi bagi masyarakat terpencil tentu membutuhkan biaya yang tidak sedikit, karenanya akan lebih baik jika subsidi energi dialihkan untuk penyediaan akses energi modern bagi masyarakat di daerah terpencil.

Ketergantungan akan subsidi juga menyebabkan penggunaan energi yang boros di masyarakat. Harga energi yang murah menghilangkan urgensi untuk melakukan penghematan. Penghematan energi hanya

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

Menimbang bahwa cadangan sumber daya energi tak terbarukan yang terbatas, maka perlu adanyakegiatandiversifikasiataupenganekaragamansumber daya energi agar ketersediaan energi terjamin.Diversifikasienergidilakukanmelaluiupayapemanfaatan energi baru terbarukan (EBT), seperti panas bumi, tenaga air, energi surya, energi angin, biomassa, dan energi nuklir. Dengan memanfaatkan EBT, ketergantungan akan penggunaan bahan bakar fosil di dalam sistem penyediaan energi nasional dapat menurun. Selain itu, isu pemanasan global yang dikaitkan dengan penggunaan bahan bakar fosil merupakan salah satu alasan untuk menurunkan tingkat konsumsi bahan bakar fosil.

Melalui Peraturan Presiden Nomor 5 Tahun 2006, EBT diharapkan dapat berperan minimal 17% dalam pemanfaatan energi nasional pada tahun 2025. Blueprint Pengelolaan Energi Nasional 2006-2025 lebih memperinci bauran energi nasional.

Arah Kebijakan Energi Nasional seperti tercermin dalam Gambar 1.2 adalah dengan menekan laju konsumsi energi nasional sehingga pada tahun 2025 dapat ditekan sebesar 33,85% dari skenario business as usual (BAU) atau menurun dari 5.100 SBM menjadi 3.200 SBM. Bauran energi juga diubah dengan lebih mengutamakan peranan energi baru terbarukan dan menurunkan ketergantungan akan energi fosil. Peranan energi baru terbarukan akan ditingkatkan hingga mencapai 25% dari posisi 4,4% pada tahun 2010. Sedangkan minyak bumi ditekan dari 43,9% pada tahun 2010 menjadi hanya 20% pada tahun 2025 dengan meningkatkan peranan batubara dan gas alam.

Bagaimanapun, ketersediaan energi yang berkelanjutan memerlukan upaya diversifikasi, konservasidanintensifikasiyangkonsistendanterarah.Upaya-upaya ini memerlukan dana investasi yang besar, teknologi yang menunjang dan sumber daya

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Subsidi Listrik 3,93 4,30 4,10 3,36 3,31 10,65 33,90 37,48 78,58 53,72

Subsidi Listrik Fosil *) 3,30 3,55 3,49 2,92 2,86 9,20 29,75 32,63 68,16 46,14

Subsidi BBM 55,64 63,26 31,75 30,04 59,18 103,35 64,21 83,79 139,03 45,04

Subsidi LPG 0 0 0 0 0 0 0 0,15 3,84 7,78

Total Subsidi Fosill 58,94 66,81 35,24 32,96 62,04 112,55 93,96 116,57 211,03 98,96

Tabel 1.1 Perkembangan Subsidi Energi Fosil

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

Latar Belakang


manusia yang terampil dan berpengetahuan. Arah yang jelas dan kebijakan yang konsisten amat diperlukan agar upaya berbagai pihak tersebut dapat efektif.

Dalam konteks energi baru terbarukan, pengembangan energi lokal setempat penting diimbangi

dengan keberpihakan bagi pengembangan kapasitas indus t r i da lam neger i dengan pengembangan pola kemitraan antara pemerintah dan swasta, serta antara sumber daya dalam negeri dengan dana, teknologi dan keahlian dari luar negeri. Tidak hanya itu, perlu diupayakan penciptaan iklim investasi yang kondusif, ditunjang oleh kelengkapan peraturan yang konsisten dan tegas dalam pelaksanaannya agar memberikan kepastian hukum.

Lebih jauh lagi, isu pemanasan global yang dikaitkan dengan penggunaan energi fosil merupakan salah satu alasan untuk menurunkan tingkat konsumsi energi fosil termasuk minyak bumi. Pada kurun waktu 10 tahun terakhir ini, dunia mengalami perubahan paradigma global. Perubahan tersebut terkait dengan adanya perhatian dan upaya global untuk menanggulangi perubahan iklim yang diakibatkan oleh peningkatan gas rumah kaca.

Menyadari hal tersebut Indonesia telah melakukan berbagai upaya untuk mendukung pengurangan emisi gas rumah kaca antara lain melalui ratifikasikesepakatan dunia tentang perubahan ik l im. Pada tahun 1994 Indonesia telah meratifikasi United Nation Framework Convention on Climate Change (UNFCCC) melalui Undang-Undang

Nomor 6 Tahun 1994, tentang Pengesahan UNFCCC, danmeratifikasiProtocolKyotomelaluiUndang-UndangNomor 17 Tahun 2004 tentang Pengesahan Protocol Kyoto. Indonesia juga telah mengadopsi delapan tujuan


Batubara,30.7%

Gas Bumi, 21.0%

Minyak Bumi, 43.9%

EBT,4.4%

ARAH KEBIJAKAN ENERGI BAU** PERPRES 5/2006 VISI 25/25

4300

JutaSBM

Minyak Bumi42%

Batubara34%

Gas21%

EBT3%

Minyak Bumi20%

Batubara33%

Gas30%

EBT17%

Minyak Bumi30%

Batubara22%

Gas23%

EBT25%


Sumber: *Prakiraan 2010, DEN 2010-2025, **BAU EBTKE

2852

JutaSBM

1131,3

JutaSBM

3200

JutaSBM

Gambar 1.2 ArahKebijakanEnergi:KonservasiEnergiDanDiversifikasiEnergi


PERKEMBANGAN PANGSA DAN SUBSIDI FOSIL 2000 – 2010

A. Perkembangan Pangsa Total (dalam juta SBM)


B. Perkembangan Subsidi Fosil (dalam triliun Rupiah)

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010


yang tercantum dalam Millennium Development Goals untuk turut mendorong pembangunan lingkungan yang berkelanjutan melalui berbagai aksi untuk menghambat laju emisi gas rumah kaca dalam rangka mitigasi perubahan iklim.

Untuk meningkatkan upaya penanggulangan dampak perubahan iklim, negara-negara di dunia saat ini sedang membahas peningkatan partisipasi semua negara di dunia dalam rangka mitigasi dan adaptasi perubahan iklim. Hal ini akan mendorong aliran teknologi bersih dari negara-negara maju ke negara-negara berkembang, antara lain teknologi di bidang pengembangan energi baru terbarukan dan konservasi energi.

Direktorat Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi tengah menyiapkan Inisiatif Energi Bersih (Indonesia’s Initiative for Clean Energy), melalui REFF-Burn (Reducing Emissions from Fossil Fuel Burning). REFF-Burn mengintegrasikan semua upaya yang telah dan akan dilakukan untuk pengendalian Gas Rumah Kaca dari Sektor Energi, pada 3 tahapan (1) Pre-Fossil Combustion (menghindari penggunaan energi fosil yang lebih banyak dengan caraEfisiensiPemanfaatanEnergi dan Pengembangan/ Pemanfaa tan Energ i Terbarukan); (2) During F o s s i l C o m b u s t i o n (kalau memang masih menggunakan energi fosil, gunakan Teknologi Energ i Be rs ih /C lean Energy Technology); dan (3) Post Fossil Combustion (misalnya dengan Carbon Capture & Storage/CCS dan pemanfaatan Algae).

Selanjutnya, peran minyak bumi yang kini mendominas i s is tem p e n y e d i a a n e n e r g i nasional diharapkan dapat diturunkan menjadi kurang

dari 20%. Oleh karena itu, untuk mencapai bauran energi nasional tersebut diperlukan suatu usaha yang terpadu antara pemerintah dan masyarakat yang mempunyai kepentingan di bidang energi baru terbarukan (EBT).

Selama ini peranan energi fosil masih mendominasi dalam pemanfaatan energi, sedangkan peran energi baru terbarukan hanya sebagai alternatif. Oleh karena itu diperlukan adanya perubahan paradigma pengelolaanenergiyangmengedepankandiversifikasienergi dan konservasi energi sehingga peran energi baru terbarukan akan lebih maksimal dan energi fosil hanya berperan sebagai penyeimbang, sebagaimana diilustrasikan pada gambar 1.3.

Salah satu upaya untuk mewujudkan paradigma baru di sektor energi tersebut adalah dengan dibentuknya Direktorat Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi.

Gambar 1.3 Perubahan Paradigma Pengelolaan Energi

Latar Belakang


Pemanfaatan energi baru dan terbarukan sebagaimana paradigma pengelolaan energi ke depan merupakan penopang penyediaan energi nasional, sementara energi fosil hanya sebagai faktor penyeimbang.

Sumber energi baru adalah sumber energi yang dapat dihasilkan oleh teknologi baru baik yang berasal dari sumber energi terbarukan maupun sumber energi tak terbarukan, antara lain, gas metana batu bara, batubara tercairkan, batubara tergaskan nuklir dan hidrogen.

Beberapa pemanfaatan energi baru yang diamanatkan dalam peraturan pemerintah adalah sebagai berikut :

1. Batubara Tercairkan (Liquefaction Coal)- G1adalah proses konversi batubara padat menjadi

bentuk cair. Pengembangan produksi bahan bakar sintetis berbasis batu bara pertama kali dilakukan di Jerman pada awal abad ke 19

dengan menggunakan proses sintesis Fischer-Tropsch. Pada tahun 1983, NEDO (New Energy Development Organization), organisasi di Jepang yang memfokuskan diri dalam pengembangan teknologi energibaru(coalbedmethane)(liquefiedcoal)(gasifiedcoal) berhasil mengembangkan suatu teknologi pencairan batubara bituminous dengan menggunakan proses solvolysis system, solvent extraction system dan direct hydrogenation to liquefy bituminous coal. Selanjutnya ketiga proses tersebut terintegrasi dalam proses NEDOL (NEDO liquefaction), dengan tujuan untuk mendapatkan hasil pencairan yang lebih tinggi. Untuk jenis batubara berkualitas redah, NEDO mengembangkan pencairan batubara dengan nama Brown Coal LiquefactionTechnology (BCL).

2. Gas Metana Batubara (Coal Bed Methane = CBM) – G2

Gas metana batubara adalah bentuk gas alam yang diekstraksi dari hamparan batubara di dalam bumi. Keberadaan gas ini sudah dikenal dalam penambangan batubara bawah tanah yang sering menimbulkan ledakan kebakaran yang membahayakan. Istilah CBM mengacu kepada gas methane yang teradsorpsi dalam pori-pori batubara padat (matrix), tidak seperti reservoir gas bumi konvensional. Gas methana yang terjebak di antara pori-pori batubara dalam fasa mendekati cair,

yang terdiri dari hidrokarbon ringan seperti propana dan butana.

3. BatubaraTergaskan(GasificationCoal)–G3Batubara tergaskan umumnya diperoleh dari

hasilgasifikasi,yangmerubahbatubarapadatmenjadicampuran gas karbon monoksida dan hydrogen yangmudahterbakar.Prosesgasifikasiterjadipadatemperatur tinggi, yang dimulai dari proses pirolisa dari bahan yang mudah menguap menjadi gas dan tar. Proses selanjutnya adalah pembakaran gas dan tar yang akan bereaksi dengan oksigen menghasilkan karbon dioksida dan karbon monoksida. Proses gasifikasi terjadi pada temperatur tinggi pada keseimbangan konsentrasi karbon monoksida, uap, karbon dioksida dan hidrogen. Pengolahan batubara menjadigassintesismemberipotensiefisiensilebihtinggi dibandingkan dengan pembakaran langsung, gas sintesis dapat terbakar pada temperatur tinggi, selain dari itu hidrogen yang dihasilkan dapat dikonversi langsung oleh fuel cell menjadi energi listrik. Gas Sintesis dari proses gasifikasi batubarasudah digunakan di Indonesia sejak akhir abad 18 untuk pasokan gas kota, oleh perusahaan gas swasta Belanda, I.J.N. Eindhoven & Co yang berdiri pada tahun 1859. Perusahaan ini menjadi cikal bakal PT. Perusahaan Gas Negara (PGN), sebuah BUMN yang bergerak di bidang utilisasi gas alam.

4. Energi nuklir – G4 Energi nuklir adalah energi yang dihasilkan

dari reaksi nuklir yang terkendali. Reaktor nuklir menghasilkan uap panas yang dapat digunakan untuk menggerakan mesin pembangkit listrik. Pembangkit listrik tenaga nuklir sudah banyak digunakan di negara maju dan pada tahun 2009 memberikan kontribusi pasokan listrik lebih dari 15 % kebutuhan listrik dunia. Teknologi pembangkit listrik tenaga nuklir sudah sangat maju, tetapi dengan kejadian musibah Chernobyl, popularitas PLTN jauh menurun.

5. Hidrogen – G5 Hidrogen adalah sel elektrokimia seperti baterai

konvensional, perbedaannya sel bahan bakar menggunakan hidrogen yang dapat dipasok terus menerus, Hidrogen akan bereaksi dengan oksigen menghasilkan listrik dan limbah berupa air. Hidrogen adalah media pembawa energi dan bukan sumber energi. Hidrogen dapat diproduksi dari berbagai sumberenergiterbarukan,sepertigasifikasibiomassa,


biogas, dsb. Teknologi sel bahan bakar berkembang dengan pesat, saat ini BPPT sudah berhasil merakit sel bahan bakar hidrogen dengan menggunakan Proton Exchange Membrane Fuel Cell (PEMFC) dengan bahan bakar hidrogen dan Direct Methanol Fuel Cell (DMFC) dengan berbahan bakar metanol.

Sel bahan bakar (Fuel Cell) adalah alat yang merubah secara langsung energi kimia menjadi energi listrik. Alat ini sangat berbeda dengan pembangkit listrik konvensional, yang merubah energi kimia menjadi energi panas, lalu menjadi energi kinetik untuk menggerakan generator listrik. Pada setiap tahap perubahan energi akan terjadi rugi-rugi, terutama pada proses pembakaran yang akan dibatasi oleh efisiensitertinggiyangdikenalsebagai“CarnotLimit”dalam hukum thermodinamika. Batasan tersebut tidak berlaku pada sistem pembangkitan listrik dengan sel bahan bakar.

Sumber energi terbarukan adalah sumber energi yang dihasilkan dari sumber daya energi yang berkelanjutan, antara lain panas bumi, angin, bioenergi, sinar matahari, aliran dan terjunan air, serta gerakan dan perbedaan suhu lapisan laut. Sedangkan sumber energi tak terbarukan adalah sumber energi yang dihasilkan dari sumber daya energi yang akan habis jika dieksploitasi secara terus menerus, antara lain minyak bumi, gas bumi, batubara, gambut, dan serpih bitumen.

Sudut pandang lain untuk membedakan energi terbarukan dengan energi tidak terbarukan yaitu berdasarkan lamanya waktu yang diperlukan oleh alam untuk memulihkan kapasitas penyediaannya. Sumber energi yang dapat dipulihkan kapasitasnya oleh alam dalam waktu

relatif singkat disebut terbarukan. Sebaliknya, jika alam memerlukan waktu yang sangat lama untuk memulihkan kapasitasnya disebut energi tidak terbarukan.

Memperhatikan kemampuan alam dalam memulihkan sumberdaya maka diperlukan pengelolaan laju penggunaan sumberdaya sedemikian rupa sehingga tingkat ketersediannya selalu dapat mengimbangi perkembangan kebutuhannya. Secara normatif dapat dikatakan bahwa hal itu dapat dicapai jika laju penggunaan sumberdaya sama atau lebih

rendah dibandingkan laju regenerasi. Persyaratan ini mutlak perlu dipenuhi dalam hal pemanfaatan sumberdaya terbarukan. Pada hakekatnya energi terbarukan berasal dari tiga sumber utama energi, yaitu radiasi energi surya, panas bumi, dan gravitasi. Radiasi energi surya yang mencapai bumi berperan dalam siklus hidrologi sehingga tersedia energi potencial air,merubahtemperaturdantekananatmosfiryangmenimbulkan energi aliran udara atau angin, radiasi sinar matahari yang diserap tumbuhan dalam proses fotosintesa menghasilkan biomassa, dsb.

Perputaran posisi matahari dan bulan terhadap bumi menimbulkan gaya gravitasi yang mempengaruhi ketinggian permukaan air dan menghasilkan energi pasang-surut air laut (tidal). Peluruhan radioaktif dari mineral pada inti bumi yang terus berlangsung, menghasilkan panas yang merambat ke permukaan bumi, dan temperaturnya masih cukup tinggi di beberapa lokasi kulit bumi sehingga ekonomis untuk dimanfaatkan sebagai sumber panas. Potensi energi panas bumi dapat memenuhi kebutuhan seluruh energi dunia, tetapi hanya sedikit yang dimanfaatkan dengan alasan keterbatasan pengetahuan, teknologi, dan investasi.

Beberapa teknologi pembangkitan energi dari sumber energi terbarukan adalah sebagai berikut :

1. Panas Bumi – (T1) Panas bumi dapat dimanfaatkan secara langsung

dan tidak langsung. Pemanfaatan secara langsung, antara lain sebagai pengering hasil pertanian, sterilisasi media tanam jamur, pemandian air panas, dsb. Sedangkan untuk pemanfaatan tidak langsung, uap panasbumi dikonversi menjadi listrik. Sistem pembangkit listrik tenaga panasbumi, memanfaatkan uap air bertekanan tinggi yang bersumber dari reservoir bawah tanah yang dipanaskan oleh magma di perut bumi di sekitar reservoirs tersebut. Uap air bertekanan tersebut diarahkan ke turbin uap dan memutar generator seperti halnya pada pembangkit listrik tenaga uap (PLTU).

2. Aliran dan Terjunan Air (Hydro)- (T2) Aliran dan terjunan air adalah energi dalam

bentuk energi potensial dan kinetik air dapat diubah menjadi energi mekanik poros yang selanjutnya dapat dikonversi menjadi energi listrik. Pembangkit Listrik Tenaga Air (PLTA) secara garis besar dapat digolongkan

Latar Belakang


sebagai PLTA runoff river dan PLTA bendungan. PLTA run-off river harus dioperasikan terusmenerus sepanjang pembangkit siap untuk memanfaatkan tenaga air yang tersedia. Sedangkan PLTA bendungan dapat diatur operasinya berdasarkan kebutuhan. Salah satu PLTArun-off river yang populer adalah Pembangkit Listrik Tenaga Mikrohidro (PLTMH). Tinggi terjun air diperoleh dengan mengalihkan sebagian aliran air sungai ke salah satu sisi sungai dan menjatuhkannya lagi ke sungai yang sama pada suatu tempat dimana head yang diperlukan sudah diperoleh.

3. Bioenergi – (T3) Bioenergi adalah sumber energi yang berasal

dari material makhluk hidup yang diproses menjadi biomasa sebagai bahan bakar padat, bahan bakar nabati sebagai bahan bakar cair dan gas.

Biomassa yang sudah digunakan ribuan tahun lalu adalah kayu, terutama untuk kegiatan memasak. Kayu dapat juga langsung dibakar dalam boiler untuk menghasilkan uap. Dalam sistem pembangkit listrik, energi uap menggerakan turbin untuk memutar generator listrik. Beberapa sistem pembangkit berbahan bakar batubara juga menggunakan biomassasebagaisumberenergitambahan(co-firing). Di industri kayu dan kertas, serpihan kayu langsung dimasukan ke boiler untuk menghasilkan uap untuk proses produksi.

Biogas juga dapat dihasilkan dari biomassa untukmembangkitkanlistrik.Sistemgasifikasipadatemperatur tinggi mengubah biomassa menjadi bahan bakar gas. Gas tersebut dapat digunakan sebagai bahan bakar pada motor bakar atau turbin gas.

Bahan bakar nabati (bio-fuel) adalah bahan bakar yang diproduksi dari sumbersumber hayati, yaitu biodiesel, bioetanol, dan minyak nabati murni ( pure plant oil).

• Biodiesel dimaksudkan sebagai pengganti minyak solar (automotive diesel oil) dan minyak diesel industri (industrial diesel-oil). Biodiesel umumnya diproduksi dengan spesifikasi untuk menyamai spesifikasi minyak solar sehingga dapat digunakan secara murni atau dicampur dengan minyak solar.

• Bioetanol digunakan sebagai bahan bakar kendaraan mesin bensin, terutama dalam bentuk gasohol, yakni campuran etanol kering/absolut dan bensin.

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

4. Sinar matahari (Solar Energy)- (T4)Sinar matahari dimanfaatkan dengan dua

kategori, yaitu active solar dan passive solar. Dalam kategori active solar , energi surya dikonversi langsung dan bentuk aplikasinya dibagi menjadi dua jenis, yaitu: solarthermal untuk aplikasi pemanasan, dan solar-photovoltaic untuk pembangkitan listrik. Sedangkan pada kategori passive solar, aplikasinya cenderung pada perancangan bangunan yang memanfaatkan energi matahari untuk penerangan dan ventilasi bangunan.

5. Energi Bayu – (T5) Energi bayu atau energi angin adalah energi

kinetik dari udara yang bergerak dan dapat dikonversi oleh turbin atau kincir angin menjadi energi mekanik untuk menggerakan generator listrik atau digunakan langsung menggerakan mesin, seperti pompa air, gilingan padi, dsb. Energi angin sudah digunakan oleh manusia sejak ratusan tahun lalu, seperti untuk perahu layar, pompa drainase air, penggilingan gandum atau padi.

6. Gerakan dan Perbedaan Suhu Lapisan Laut (Samudera) – (T6)

Gerakan dan perbedaan suhu lapisan laut (samudera) adalah sumber energi di perairan laut berupa energi pasang surut, energi gelombang, energi arus laut, dan energi perbedaan suhu lapisan laut. Teknologi pemanfaatan energi tersebut masih terus berkembang, beberapa teknologi sudah dicoba di Indonesia dan sudah masuk pada tahap komersialisasi. Potensi EBT yang besar di Indonesia selama ini telah dikembangkan oleh berbagai pihak penelitian dan perguruan tinggi, serta sektor swasta baik dalam bentuk penelitian, program percontohan maupun komersialisasi. Agar kegiatan-kegiatan tersebut dapat terpadu dan terarah maka disusun Rencana Induk Pengembangan Energi Baru Terbarukan di Indonesia yang diharapkan dapat memberikan informasi bagi


pemangku kepentingan energi baru dan terbarukan di Indonesia.

Energi baru dan terbarukan tersebut sesuai dengan sumber energinya dibedakan dalam 11 kluster terdiri 5 kluster energi baru dan 6 kluster energi terbarukan. Adapun stakeholder

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

Gambar 1.4 Klasterisasi Energi Baru Terbarukan

Latar Belakang


Dasar hukum yang bersifat umum untuk membuka peluang investasi di sektor pemanfaatan energi baru terbarukan dan konservasi energi diatur dalam peraturan dan perundang-undangan, diantaranya :

1. Undang-Undang Nomor 30 Tahun 2007 tentang Energi

2. Undang-Undang Nomor 30 Tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan

3. Undang-Undang Nomor 32 Tahun 2009 tentang Pengelolaan Lingkungan Hidup

4. Undang-Undang Nomor 27 Tahun 2003 tentang Panas Bumi

5. Peraturan Presiden Nomor 5 Tahun 2006 tentang Kebijakan Energi Nasional

Dasar hukum yang bersifat khusus terkait dengan pengusahaan energi baru terbarukan dan konservasi energi adalah sebagai berikut :

A. Panas Bumi• Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya

Mineral Nomor 32 Tahun 2009 tentang Harga Patokan Pembelian Tenaga Listrik oleh PT. PLN (Persero) dari Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi

• PP No. 62/2008 tentang Perubahan atas PP No. 1 Tahun 2007 tentang Fasilitas Pajak Penghasilan untuk Penanaman Modal di Bidang-Bidang Usaha Tertentu dan/atau di Daerah-daerah Tertentu

• Peraturan Presiden Nomor 04 Tahun 2010 tentang Penugasan Kepada PT. PLN (Persero) untuk Melakukan Percepatan Pembangunan Pembangkit Tenaga Listrik Yang Menggunakan Energi Baru Terbarukan, Batubara, dan Gas

• Peraturan Pemerintah Nomor 70 Tahun 2010 jo. Peraturan Pemerintah Nomor 59 Tahun 2007 tentang Kegiatan Usaha Panas Bumi

• Peraturan Menteri Keuangan Nomor 24/PMK.011/2011 tentang Pajak Pertambahan Nilai Ditanggung Pemerintah Atas Impor Barang untuk Kegiatan Usaha Hulu Eksplorasi Minyak dan Gas Bumi, Serta Kegiatan Usaha Eksplorasi Panas Bumi.

• Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 2 Tahun 2009 tentang Pedoman Penugasan Survei Pendahuluan Panas Bumi

• Peraturan Menteri ESDM Nomor 11 Tahun 2008 tentang Tata Cara Penetapan WKP Panas Bumi

• Peraturan Menteri ESDM Nomor 02 Tahun 2009 tentang Pedoman Penugasan Survei Pendahuluan Panas Bumi

• Peraturan Menteri ESDM Nomor 05 Tahun 2009 tentang Pedoman Harga Pembelian Listrik oleh PT. PLN dari Koperasi atau Badan Usaha Lain

• Peraturan Menteri ESDM Nomor 11 Tahun 2009 tentang Pedoman Penyelenggaraan Kegiatan Usaha Panas Bumi

• Peraturan Menteri ESDM Nomor 31 Tahun 2009 tentang Harga Pembelian Tenaga Listrik oleh PT. PLN (Persero) Kecil dan Menengah atau Kelebihan Tenaga Listrik

• Peraturan Menteri ESDM Nomor 02 Tahun 2011 tentang Penugasan Kepada PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) Untuk Melakukan Pembelian Tenaga Listrik dari Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi dan Harga Patokan Pembelian Tenaga Listrik oleh PT Perusahaan Listrik Negara

• Peraturan Menteri ESDM Nomor 15 Tahun 2010 tentang Daftar Proyek-Proyek Percepatan Pembangunan Pembangkit Tenaga Listrik Yang Menggunakan Energi Baru Terbarukan, Barubara, dan Gas Serta Transmisi Terkait

• Keputusan Menteri ESDM tentang Penugasan Survei Pendahuluan kepada Badan Usaha

• Keputusan Menteri ESDM tentang Penetapan WKP Panas Bumi (26 WKP Panas Bumi)

• Keputusan Menteri ESDM No. 1944 K/30/MEM/2009 tentang Penetapan Daerah Penghasil dan Dasar Perhitungan Bagian Daerah Penghasil Pertambangan Panas Bumi Tahun 2006 sampai dengan Tahun 2009

• Keputusan Menteri ESDM No. 2010 K/30/MEM/2009 tentang Penetapan Wilayah Penugasan Survei Pendahuluan Panas Bumi.

andasan HukumL1.1.


B. Konservasi Energi• Peraturan Pemerintah Nomor 70 Tahun 2009

tentang Konservasi Energi• Instruksi Presiden Nomor 2 Tahun 2008

tentang Penghematan Energi dan Air• Peraturan Menteri ESDM Nomor 31 Tahun

2005 tentang Tata Cara Pelaksanaan Hemat Energi

• Peraturan Menteri Keuangan Nomor 21/PMK.011/2010 tentang Pemberian Fasilitas Perpajakan dan Kepabeanan untuk Kegiatan Pemanfaatan Sumber Energi Terbarukan

• Keputusan Menteri Keuangan Nomor 177/KMK.01/2010 tentang Penetapan Investasi Langsung Pemerintah pada Bidang Investasi Ramah Lingkungan

• Perturan Menteri ESDM Nomor 13 Tahun 2010 tentang Penetapan dan Pemberlakuan Standar Kompetensi Manajer Energi Bidang Industri

• Peraturan Menteri ESDM Nomor 14 Tahun 2010 tentang Penetapan dan Pemberlakuan Standar Kompetensi Manajer Energi Bidang Bangunan Gedung Sub Bidang Pengelolaan

• Keputusan Direktur Jenderal Listrik Dan Pemanfaatan Energi Nomor 238-12/47/600.5/2003 tentang Tata Cara Pembubuhan Label Tanda Hemat Energi

C. Aneka Energi Baru Terbarukan • Peraturan Pemerintah Nomor 26 Tahun

2006 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik (perubahan dari Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 dan Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989)

• Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 1122 K/30/MEM/2002 tentang Pedoman Pengusahaan Pembangkit Tenaga Listrik Skala Kecil Tersebar

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

• Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 05 Tahun 2009 tentang Pedoman Harga Pembelian Tenaga Listrik oleh PT PLN (Persero) dari Koperasi atau Badan Usaha Lain

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

• Peraturan Menteri Keuangan Nomor 21/PMK.011/2010 tentang Pemberian Fasilitas Perpajakan dan Kepabeanan untuk Kegiatan Pemanfaatan Sumber Energi Terbarukan

• Peraturan Presiden Nomor 4 Tahun 2010 tentang Penugasan kepada PT. PLN (Persero) untuk Pembangunan Pembangkit Tenaga Listrik Energi Baru Terbarukan, Batu Bara dan Gas

• Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 15 Tahun 2010 tentang Daftar Proyek-Proyek Percepatan Pembangunan Pembangkit Tenaga Listrik Yang Menggunakan Energi Baru Terbarukkan, Batubara Dan Gas Serta Transmisi Terkait

D. Bioenergi• Peraturan Pemerintah Nomor 1 Tahun

2007 tentang Pemberian Fasilitas Pajak Penghasilan untuk Penanaman Modal di Bidang-bidang Usaha Tertentu dan atau Daerah-daerah Tertentu.

• Peraturan Pemerintah Nomor 8 Tahun 2007 tentang Investasi Pemerintah (pembentukan Badan Layanan Umum termasuk untuk BBN).

• Peraturan Presiden Nomor 5 Tahun 2006 tentang Kebijakan Energi Nasional

• Peraturan Presiden Nomor 45/2009 tentang Perubahan Atas Peraturan Presiden Nomor 71 Tahun 2005 Tentang Penyediaan dan Pendistribusian Jenis Bahan Bakar Minyak Tertentu, dimana Perpres ini memasukkan unsur BBN ke dalam Jenis BBM Tertentu

• Instruksi Presiden RI Nomor 1/2006 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Bahan bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain

• Keputusan Presiden RI Nomor 10/2006 tentang Pembentukkan Tim Nasional Pengembangan BBN untuk Percepatan Pengurangan Kemiskinan & Pengangguran

• Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya

Landasan Hukum

153Peluang Investasi Sektor ESDM - EBTKE 153Peluang Investasi Sektor ESDM - EBTKE

Mineral Nomor 31 Tahun 2009 tentang Tentang Pembelian Tenaga Listrik Oleh PT PLN (Persero) Dari Pembangkit Listrik Yang Menggunakan Energi Baru Terbarukan Skala Kecil Dan Menengah Atau Kelebihan Tenaga Listrik

• Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 0002/2004 tentang Kebijakan Pengembangan Energi Hijau

• Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 0219 K/12/MEM/2010 tentang Harga Indeks Pasar Bahan Bakar Minyak dan Harga Indeks Pasar Bahan Bakar Nabati (Biofuel) Yang Dicampurkan Kedalam Jenis Bahan Bakar Minyak Tertentu

• Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 0048/2005 tentang Standar dan Mutu (Spesifikasi) serta PengawasanBBM, Bahan Bakar Gas, Bahan Bakar Lain, LPG, LNG, dan Hasil Olahan yang dipasarkan di Dalam Negeri

• Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 32/2008 tentang Penyediaan, Pemanfaatan Dan Tata Niaga Bahan Bakar Nabati (Biofuel) Sebagai Bahan Bakar Lain

• Peraturan Menteri Keuangan Nomor 117/PMK.06/2006 tentang Kredit Pengembangan Energi Nabati & Revitalisasi Perkebunan

• Peraturan Menteri Pertanian Nomor 26/Permentan/ar.140/2/2007 tentang Pedoman Perijinan Usaha Perkebunan

• Keputusan Direktur Jenderal Migas Nomor 3674K/24/DJM/2006 tentang Standar dan Mutu (Spesifikasi)BBMJenisBensinyangdipasarkan di Dalam Negeri (diperbolehkannya penggunaan Bioethanol Maksimum 10% Volume)

• Keputusan Direktur Jenderal Migas Nomor 3675K/24/DJM/2006 tentang Standar dan Mutu (Spesifikasi) BBM Jenis Solar yangdipasarkan di Dalam Negeri (diperbolehkannya penggunaan Biodiesel Maksimum 10% Volume

• Keputusan Direktur Jenderal Migas Nomor 13483K/24/DJM/2006 tentang Standar dan Mutu (Spesifikasi) Bahan Bakar Nabati (Biofuel) Jenis Biodiesel sebagai Bahan Bakar Lain yang dipasarkan di Dalam Negeri

• Keputusan Direktur Jenderal Migas Migas Nomor 23204.K/10/DJM.S/2008 tentang StandardanMutu(Spesifikasi)BahanBakarNabati (Biofuel) Jenis Bioethanol sebagai Bahan Bakar Lain yang dipasarkan di Dalam Negeri

• Keputusan Kepala Badan Standarisasi Nasional Nomor 07/KEPIKEPIBSNI/21/2008 Tentang Penetapan SNI Bioethanol Terdenaturasi Untuk Gasohol No 7390:2008

• Keputusan Kepala Badan Standarisasi Nasional Nomor 73 Tahun 2006 Tentang Penetapan

• SNI Biodiesel No 04-7182-2006.


2TINJAUAN KONDISI ENERGI

BARU, TERBARUKAN DAN KONSERVASI ENERGI

otensi dan Pemanfaatan Sumber Daya Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi EnergiP2.1.

NoJenis Energi Baru

TerbarukanPotensi Sumber Daya Produksi Energi

Prosentase Pemanfaatan (%)

1 Panas Bumi 28.543 MW 1,189 MW 7.54

2 Tenaga Air 75.670 MW 5,705.29 MW 4.17

3 Mini/Mikro Hydro 769.69 MW 217.89 MW 28.31

4 Biomass 49.810 MW 1,618.40 MW 3.25

5 Tenaga Surya 4,80 kWh/m2/day 13.5 MWp -

6 Tenaga Angin 3 – 6 m/s 1.87 MW -

7 Uranium3.000 MWt

(eq. 24,112 ton) untuk 11 tahun *)30 MWt 1.00

Tabel 2.1. Cadangan dan Produksi Energi Baru Terbarukan Indonesia

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

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

2.1.1. Potensi Energi Baru

2.1.1.1.BatubaraTercairkan(LiquefiedCoal)Saat ini Indonesia memiliki cadangan sekitar 60

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

Batubara muda yang juga dikenal dengan nama brown coal akan dikembangkan sebagai alternatif pengganti minyak bumi. Pemerintah Jepang serta para pengusaha Jepang yang tertarik dengan brown coal ini tengah bekerjasama dengan BPPT untuk mewujudkan impian tersebut. Pemerintah Jepang diwakili oleh NEDO (semacam lembaga kajian teknologi Jepang yang

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

Pencairan batubara muda (Brown Coal Liquefaction) telah dilakukan sejak delapan tahun yang lalu. Sebelum sampai tahap BCL (Brown Coal Liquefaction) ini telah dilalui beberapa tahap dan proses yang akhirnya sampai ke proses BCL ini yang memakan waktu hampir 8 tahun.

Rencananya BPPT akan berupaya untuk bernegoisiasi dengan Pemerintah Jepang agar menggulirkan dana yang diperlukan untuk pembangunan pabrik BCL sehingga nantinya akan tercipta gasoline dan solar dari batubara. Rencananya dananya berupa pinjaman lunak (soft loan). Biaya yang diperlukan untuk pabrik BCL ini mencapai 5,8 Milyar dolar Amerika. Hal ini katanya karena para ahli maupun teknologinya belum kita miliki. Kalaupun jadi, semuanya akan diambil dari Jepang karena kita masih sedikit sekali memiliki tenaga ahli di bidang batubara ini juga bidang lainnya yang berkaitan dengan BCL.


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

Pada awal tahun 2010 telah ditandatangani MOU antara Pemerintah Indonesia dengan Sasol untuk memulai kajian kelayakan pembangunan kilang. Bila proyek berjalan sesuai rencana Sasol akan memproduksi bahan bakar sangat bersih berkualitas tinggi sebesar 80,000 barrels, tetapi diperkirakan kilang tersebut bahkan mempunyai kapasitas produksi sebesar 1,1 juta barrels setara bahan bakar minyak perhari. Bila semuanya berjalan sesuai rencana maka konstruksi kilang akan selesai pada akhir tahun 2014 dan milai produksi tahun 2015.

Terdapat empat lokasi yang potensial untuk pembangunan kilang batubara yang dicairkan meliputi Musi Banyuasin di Sumatera Selatan yang memiliki cadangan sebesar 2,9 milyar ton batubara, dan Berau Kalimantan Timur dengan cadangan sebesar 3 milyar ton batubara.

2.1.1.2 Gas Metana Batubara (Coal Bed Methane)Sumber daya GMB Indonesia mencapai 453,3

Triliun Cubic Feet (TCF) yang tersebar pada 11 cekungan hydrocarbon. Cadangan CBM sebesar itu tersebar pada sebelas areal cekungan (basin) batubara di berbagai lokasi di Indonesia, baik di Sumatera, Jawa, Kalimantan dan Sulawesi. Ke sebelas basin lokasi CBM itu adalah Sumatera Selatan (183 TCF), Barito (101,6 TCF), Kutei (89,4 TCF) dan Sumatera Tengah (52,5 TCF) untuk kategori high prospective. Basin Tarakan Utara (17,5 TCF), Berau (8,4 TCF), Ombilin (0,5 TCF), Pasir/Asam-Asam (3,0 TCF) dan Jatibarang (0,8) memiliki kategori modarate prospective. Sedang basin Sulawesi (2,0 TCF) dan Bengkulu (3,6 TCF) berkategori low prospective. Potensi Gas Metana Batubara sebesar 453,3 TCF tersebut meliputi cadangan terbukti sebesar 112,47 TCF dan cadangan potensial 57,60 TCF.

Pada 2015 Indonesia diprediksi bisa memproduksi GMB hingga 500 juta kaki kubik per hari (MMSCFD) dan bisa meningkat menjadi 900 MMSCFD pada 2020. diperkirakan pada 2025 produksi GMB di Indonesia bisa mencapai 1.500 MMSCFD. Hingga November 2010, setidaknya 23 kontrak kerja GMB telah ditandatangani. Pada bulan Desember 2010 ini pemerintah berencana akan melelang 13 Wilayah Kerja Gas Metana Batu Bara (WK GMB).

2.1.1.3.BatubaraTergaskan(GasifiedCoal)Energi batubara tergaskan memiliki potensi

yang menjanjikan untuk dikembangkan mengingat Indonesia mempunyai cadangan batubara yang sangat berlimpah. Pada tahun 2008, tercatat bahwa sumber daya batubara sebesar 104,8 miliar ton, dengan total cadangan 20,98 miliar ton dan produksi 0,254 miliar ton.

Sumber daya ini sebagian besar berada di Kalimantan yaitu sebesar 61 %, di Sumatera sebesar 38 % dan sisanya tersebar di wilayah lain. Menurut jenisnya dapat dibagi menjadi lignite sebesar 58.6 %, sub-bituminous sebesar 26.6 %, bituminous sebesar 14.4 % dan sisanya sebesar 0.4 % adalah anthracite.

Banyaknya sumber batubara di Indonesia, membuat cadangan batubara tersebut dapat dipergunakan untuk bahan bakar gas maupun untuk pembangkitlistrikmelaluiprosesgasifikasibatubara.

2.1.1.4. Energi Nuklir Saat ini ekplorasi uranium sebagai bahan bakar

nuklir di Indonesia belum dilakukan secara maksimal. Baru 2 lokasi potensial yang sudah dieksplorasi, yaitu di daerah Kalan Kalimantan Barat sebesar 34.112 ton dan di daerah Kawat Kalimantan Timur sebesar 10.000 ton. Kira-kira jumlah ini dapat digunakan untuk membangkitkan 1000 MWe PLTN selama 170 tahun, atau 4000 MWe PLTN selama 40 tahun. Masih banyak daerah lain di Indonesia dari Sabang sampai Merauke yang mempunyai potensi yang cukup besar. Untuk itu perlu dilakukan peningkatan eksplorasi mineral uranium dan bahan bakar nuklir lainnya di wilayah Indonesia untuk mengetahui ketersediaan cadangan sumber daya energi nuklir nasional jangka panjang.

Rata-rata kelimpahan uranium di kerak bumi adalah 2,7 ppm, lebih banyak dari timah. Konsentrasi yang dibutuhkan untuk membentuk endapan mineral yang ekonomis bervariasi tergantung dari kondisi fisik dan geologis. Kadar rata-rata bijih uranium di


tambang-tambang aktif berkisar antara 0,03% sampai paling tinggi 24%, namun kebanyakan tidak sampai 1%. Uranium ditemukan di seluruh bagian bumi di antaranya:

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

Tabel 2.2 Kadar Konsentrasi Uranium dari Berbagai

Sumber

Sumber Uranium Kadar

Bijih kualitas sangat tinggi (Canada) - 20% U

200.000 ppm U

Bijih kualitas tinggi - 2% U 20.000 ppm U

Bijih kualitas rendah - 0,1% U 1.000 ppm U

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

100 ppm U

Granit 4-5 ppm U

Batuan sedimen 2 ppm U

Kerak bumi (rata-rata) 2,8 ppm U

Air laut 0,003 ppm U

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

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

Gambar 2.1 Potensi Bahan Tambang

Uranium

2.1.1.5. HidrogenEnergihidrogenyangdihasilkandarigasifikasi

batubara, memiliki potensi yang menjanjikan untuk dikembangkan mengingat Indonesia mempunyai cadangan batubara yang sangat berlimpah. Pada tahun 2008, tercatat bahwa sumber daya batubara sebesar 104,8 miliar ton, dengan total cadangan 20,98 miliar ton dan produksi 0,254 miliar ton. Sumber daya ini sebagian besar berada di Kalimantan yaitu sebesar 61 %, di Sumatera sebesar 38 % dan sisanya tersebar di wilayah lain. Menurut jenisnya dapat dibagi menjadi lignite sebesar 58.6 %, sub-bituminous sebesar 26.6 %, bituminous sebesar 14.4 % dan sisanya sebesar 0.4 % adalah anthracite.

Banyaknya sumber batubara di Indonesia, membuat cadangan batubara tersebut dapat dipergunakan untuk menghasilkan bahan bakar gas hidrogenmelaluiprosesgasifikasibatubara.

2.1.2. Potensi Energi Terbarukan

2.1.2.1. Panas BumiPanas bumi merupakan sumber energi bersih,

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


Gam

bar

2.2

S

ebar

an P

ote

nsi P

anas

Bum

i di I

ndo

nesi

a



No WKP Potensi (MW) Persentase (%)

1. WKP sebelum UU 27/2003

15 WKP diusahakan oleh Pertamina 10.340 36

4 WKP diusahakan selain oleh Pertamina 529 2

2. 26 WKP setelah UU 27/2003 5.826 20

3. Wilayah terbuka 11.848 42

Total 28.543 100

Gambar 2.3 Potensi Panas Bumi 2009

2.1.2.2. Aliran dan Terjunan Air (Hydro)Saat ini potensi energi hidro di Indonesia sebesar

75.670 MW tersebar di berbagai lokasi dengan kapasitas terpasang sebesar 4.200 MW atau baru 5,6 % dari potensi energi air di Indonesia.

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

No PulauSkala besar (<10 MW) Skala kecil (> 10 MW) Total (MW)

Potensi Implementasi Potensi Implementasi Potensi Implementasi

1 Sumatera 16.100,00 1.154,00 281,76 83,44 16.381,76 1.237,44

2 Jawa 12.050,00 2.012,50 222,02 212,32 12.272,02 2.224,82

3 Kalimantan 5.999,50 30,00 277,75 31,27 6.277,25 61,27

4 Sulawesi 14.550,00 352,00 167,56 118,05 14.717,56 470,05

5 Bali-NTT-NTB 4.900,00 0,00 31,64 12,25 4.931,64 12,25

6 Maluku-Papua 21.057,00 23,00 32,78 4,67 21.089,78 27,67

Total 74.656,50 3.571,50 1.013,50 462,00 75.670,00 4.033,50

Tabel 2.3 Potensi dan Implementasi Energi Aliran dan Terjunan Air

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


2.1.2.3. Bioenergi

Bahan Bakar Nabati (BBN)• Jenis tumbuhan penghasil bahan baku BBN

tumbuh subur di beberapa wilayah Indonesia yaitu kelapa sawit, tebu, singkong sorghum manis, nyamplung, nipah dan lain – lain, dan sangat potensial untuk dibudidayakan pada lahan – lahan subur yang tersebar di berbagai propinsi. Sedangkan untuk lahan – lahan kritis/marjinal yang terbentang luas khususnya di Indonesia Timur, tanaman jarak pagar sangat cocok untuk dibudidayakan

• Selain tanaman pangan dan non pangan yang digunakan sebagai bahan baku BBN, limbah-limbah juga dapat dimanfaatkan diantaranya potensi bioetanol dari limbah pertanian pertanian, bagase, dan limbah industri sebesar 74.000 juta ton.

Biogas• Potensi bahan baku biogas di Indonesia

mencapai 684.8 MW yang sebagian besar berasal dari kotoran hewan ternak dan bahan organik lainnya.

• Tahun 2009, di Indonesia terdapat ternak penghasil bahan baku biogas dalam jumlah yangsignifikanantaralain13jutaekorsapiperah dan sapi potong, dan sekitar 15,6 juta kambing.

• Harga energi di daerah – daerah tertentu masih mahal terutama di daerah perdesaan sehingga pemanfaatan biogas, biomassa dapat mencapai keekonomian.

Biomassa• Sebagai sumber energi, limbah biomassa

yang berasal dari aktivitas pertanian tersedia cukup melimpah dan berkelanjutan, terutama di daerah-daerah sentra pengembangan pertanian, perkebunan dan kehutanan. Limbah pertanian dapat berupa bahan buangan tidak terpakai atau bahan sisa dari hasil pengolahan.

• Ketersediaan limbah industri pertanian berjumlah sekitar 64 juta ton.

• Biomassa tebu yang biasa digunakan sebagai sumber energi bagi Pabrik Gula (PG) adalah ampas tebu (Kurniawan 1999; Kurniawan et al. 2007) . Nilai kalori ampas tebu dalam bentuknetcalorific valuesekitar7.600kJ/kg pada kadar air 50% (Paturau 1989). Nilai kalori tersebut lebih rendah daripada nilai kalori kayu sebesar 11.715 kJ/kg pada kadar air 30%. Walaupun demikian, ampas tebu merupakan sumber energi yang potensial karena tersedia di Pabrik Gula (PG) dalam jumlah besar dan bersifat terbarukan. Hanya dalam waktu 12 bulan, setiap hektar lahan dapat menghasilkan tidak kurang dari 30 ton ampas tebu.

• Sampah kota sangat potensial untuk dimanfaatkan sebagai sumber energi listrik. Sebanyak 39 (tigapuluh sembilan) Kabupaten/Kota memiliki Tempat Pembuangan Akhr (TPA) yang layak dikembangkan antara lain DKI Jakarta, Batam, Kota Semarang, Kota Palembang, Kota Surabaya, Kota Padang, Kota Pontianak, Kota Medan, Kota Bogor, Kota Malang, Kota Depok, Kota Jogya, Kota Jambi, Kota Samarinda, Kab. Bogor, Kab. Tangerang, Kota Sukabumi, Kab. Garut, Bali, Kota Madiun, Kab. Sidoarjo, Kota Balikpapan, Kab. Banyuwangi, Kota Bandung, Kab. Tegal, Kab. Cirebon, Kota Tangerang, Kab. Purwakarta, Surakarta, Kab. Pasuruan, Kab. Probolinggo, Kab. Kediri, Kota Pekanbaru, Kota Bandar Lampung dan Kota Makassar, dimana potensi sampah bervariasi antara 100 ton/hari sampai dengan 8.733 ton/hari sesuai dengan jumlah penduduk.

2.1.2.4. Sinar Matahari (Solar Energy)Potensi energi surya sebagai energi terbarukan

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


No Kabupaten/Kota ProvinsiPosisi Pengukuran

(Lintang ; Bujur)Radiasi rata - rata harian (kWh/m2)

1 Banda Aceh NAD 4°15'N;96°52'E 4,10

2 Palembang Sumatera Selatan 3°10'S;104°42'E 4,95

3 Menggala Lampung 4°28'S 5,23

4 Jakarta DKI Jakarta 6°11'S;106°5'E 4,19

5 Bandung Jawa Barat 6°56'S;107°38'E 4,15

6 Lembang Jawa Barat 6°50'S;107°37'E 5,15

7 Citius, Tangerang Jawa Barat 6°07'S;106°30'E 4,32

8 Darmaga, Bogor Jawa Barat 6°30'S;106°39'E 2,56

9 Serpong, Tangerang Jawa Barat 6°11'S;106°30;E 4,45

10 Semarang Jawa Tengah 6°59'S;110°23'E 5,49

11 Surabaya Jawa Timur 7°18'S;112°42'E 4,30

12 Kenteng, Yogyakarta DIYogyakarta 7°37'S;110°01'E 4,50

13 Denpasar Bali 8°40'S;115°13'E 5,26

14 Pontianak Kalimantan Barat 4°36'N;9°11'E 4,55

15 Banjarbaru Kalimantan Selatan 3°27'S;144°50'E 4,80

16 Banjarmasin Kalimantan Selatan 3°25'S;114°41'E 4,57

17 Samarinda Kalimantan Timur 0°32'S;117°52'E 4,17

18 Menado Sulawesi Utara 1°32N;124°55'E 4,91

19 Palu Sulawesi Tengah 0°57'S;120°0'E 5,51

20 Kupang NTT 10°09'S;123°36'E 5,12

21 Waingapu, Sumba Timur NTT 9°37'S;120°16'E 5,75

22 Maumere Papua 8°37'S;122°12'E 5,72

Tabel 2.4 Potensi Energi Surya IndonesiaTabel 2.4 Potensi Energi Surya Indonesia



2.1.2.5. Angin (Bayu)Pada beberapa lokasi di wilayah Indonesia telah

dilakukan beberapa kali penelitian dan pengukuran potensi energi angin baik oleh Lembaga Pemerintahan Non Departemen (LAPAN, BMG), Pemerintah Daerah maupun Lembaga/Perusahaan Asing dengan hasil sebagai berikut:

- Survei dan pengukuran langsung di lokasi; • LAPAN : >120 lokasi di berbagai

wilayah Indonesia;• Wind Guard : 12 lokasi (NTT);• Windrock Int : 20 lokasi (NTT);• Soluziona : 3 lokasi (Sulsel dan Jateng);• Nipsa : 2 lokasi (Sumut).

- Data dari skunder : BMG, WMO, NCDC dan 3 TIER

- Peta potensi energi angin NTT : Sumba dan Timor (NREL)

- Berbagai instansi di beberapa lokasi

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

No Desa/Kecamatan/Kab. ProvinsiPeriode

Pengukuran

Kecepatan rata - rata pada elevasi 24m (m/

detik)

KlasifikasiPotensi

1 Ds. Bulak Baru, Kab. Jepara Jawa Tengah 1995 4,6 Skala Menengah

2 Ds. Karimunjawa, Kab. Jepara Jawa Tengah 1996 3,6 Skala Menengah

3 Bungaiya, Kab. Selayar Sulawesi Selatan 1996 4,9 Skala Menengah

4Stasiun Inderaja Lapan Pare - pare

Sulawesi Selatan 1996 3,53 Skala Menengah

5 Ds. Dongin, Kab. Banggai Sulawesi Tengah 1996 2,8 Skala Kecil

6 Ds. Bulungkobit, Kab. Banggai Sulawesi Tengah 1996 2,2 Skala Kecil

7 Palu Sulawesi Tengah 1991-1994 2,85 Skala Kecil

8 Ds. Paudean, Kab. Bitung Sulawesi Utara 1995 2,8 Skala Kecil

9 Ds. Libas, Kab. Minahasa Sulawesi Utara 1995 3,23 Skala Menengah

10 Dsn. Doropeti, Kab. Dompu NTB 1995 3,7 Skala Menengah

11 Ds. Bajo Pulau, Kab. Bima NTB 1995 3,7 Skala Menengah

12Ds. Sambela, Kab. Lombok Timur

NTB 1995 4,5 Skala Menengah

13Dsn. Tember, Kab. Lombok Timur


14Dsn. Selayar, Kab. Lombok Timur

NTB 1995 3 Skala Menengah

15Dsn. Gilgede, Kab. Lombok Barat


16 Dsn. Nangadoro, Kab. Dompu NTB 1995 4,3 Skala Menengah

17 Ds. Pai, Kab. Bima NTB 1996 3,7 Skala Menengah

18 Ds. Kute, Kab. Lombok Tengah NTB 1996 3,1 Skala Menengah

Tabel 2.5 Potensi Energi Angin Indonesia (1/3)


No Desa/Kecamatan/Kab. ProvinsiPeriode

Pengukuran

Kecepatan rata - rata pada elevasi 24m (m/

detik)

KlasifikasiPotensi

19 Ds. Sajang, Kab. Lombok Timur NTB 1996 3,3 Skala Menengah

20 Nangabalang, Kab. Manggarai NTT 1995 3,3 Skala Menengah

21 Ds. Nangalili, Kab. Manggarai NTT 1996 4,5 Skala Menengah

22 T.N. Komodo, Kab. Manggarai NTT 1995 3 Skala Menengah

23 Ds. Pasir Putih, Kab. Manggarai NTT 1995 3,5 Skala Menengah

24 Ds. Maubesi, Kab. Kupang NTT 1996 4,1 Skala Menengah

25Ds. Palakahembi, Kab. Sumba Timur

NTT 1996 4,84 Skala Menengah

26Ds. Watumbelar, Kab. Sumba Timur

NTT 1996 2,86 Skala Kecil

27 Ds. Sibowuli, Kab. Ngada NTT 1996 3,2 Skala Menengah

28 Dsn. Ujung, Kab. Manggarai NTT 1996 3,4 Skala Menengah

29Dsn. Papanggarang, Kab. Manggarai

NTT 1996 2,8 Skala Kecil

30 Waingapu Irja 1991-1994 2,6 Skala Kecil

31 Ds. Kaimbulawa, Kab. Buton Sulawesi Tenggara 1996 3,95 Skala Menengah

32 Ds. Gerak Makmur, Kab. Buton Sulawesi Tenggara 1996 2,81 Skala Kecil

33 Ds. Kalasuge, Sangihe-Talaud Sulawesi Utara 1996 3,2 Skala Menengah

34 Ds. Kamangge, Sumba Timur NTT 1996 4,01 Skala Menengah

35 Ds. Parang, Jepara Jawa Tengah 1996 6 Skala Besar

36 Ds. Jorang, Tana Laut Kalimantan Selatan 1996 2,3 Skala Kecil

37 Ds. Semaras, Kota Baru Kalimantan Selatan 1996 2,2 Skala Kecil

38 Ds. Masebewa, Sikka NTT 1996 3,1 Skala Menengah

39 Tomenas, Timor Tengah Selatan TB 1996 6,7 Skala Besar

40 Netpala TTS 1996 5,3 Skala Menengah

41 Oil Bubuk TTS 1996 7,5 Skala Besar

Tabel 2.5 Potensi Energi Angin Indonesia (2/3)


42 Sakteo TTS 1996 6,4 Skala Besar

43 Oesao, Kupang NTT 1996 3,1 Skala Menengah

44 Hansisi, Kupang NTT 1996 4,2 Skala Besar

45 Unkris (Rote) NTT 1996 6 Skala Menengah

46 Mondu NTT 1996 4,6 Skala Menengah

47 Tuak Luba NTT 1996 3,6 Skala Menengah

48 Nusa NTT 1996 4,3 Skala Menengah

49 Paipaha, Sumba Timur NTT 1996 3,3 Skala Menengah

50 Wala Kiri NTT 1996 4,8 Skala Menengah

51 Napu NTT 1996 5,2 Skala Menengah


2.1.2.6. G e r a k a n d a n Perbedaan Suhu L a p i s a n L a u t (Samudera)

Indonesia adalah salah satu negara di dunia yang memiliki wilayah laut terbesar. Sekitar dua per tiga wilayah Indonesia adalah laut. Indonesia memiliki pantai kedua terpanjang di dunia setelah Kanada. Panjang pantai Indonesia sekitar 80.000 Km dan luas lautnya adalah sekitar 52 juta km2.

Ge lombang te rc ip ta terutama akibat hembusan angin di permukaan laut. Selama ada perbedaan suhu udara di suatu daerah dengan daerah lainnya akan menimbulkan angin yang membentuk gelombang jika melewati laut. Kekuatan gelombang bervariasi ditiap lokasi. Dari gambar peta gelombang dunia (Electric Power Research Institute), daerah samudera Indonesia sepanjang pantai selatan Jawa sampai Nusa Tenggara adalah lokasi yang memiliki potensi energi gelombang cukup besar berkisar antara 10 – 20 kW per meter gelombang. Bahkan beberapa penelitian menyimpulkan bahwa energi gelombang di beberapa titik di Indonesia bisa mencapai 70 kW/m di beberapa lokasi.

Karakteristik energi gelombang sangat sesuai untuk memenuhi kebutuhan energi kota-kota pelabuhan dan pulau-pulau terpencil di Indonesia. Sayangnya, pengembangan teknologi pemanfaatan energi gelombang di Indonesia saat ini masih belum optimal namun cukup

menjanjikan. Berdasarkan data tersebut di atas, dapat diketahui bahwa pantai barat Pulau Sumatera bagian selatan dan pantai selatan Pulau Jawa bagian barat berpotensi memiliki energi gelombang laut sekitar 40 kW/m. Meskipun penelitian untuk mendapatkan teknologi yang optimal dalam mengkonversi energi gelombang laut masih terus dilakukan, saat ini, ada beberapa alternatif teknologi yang dapat dipilih. Alternatif teknologi yang diprediksikan tepat

dikembangkan di pesisir pantai selatan Pulau Jawa adalah Teknologi Tapered Channel (Tapchan).

Balai Pengkajian Dinamika Pantai (BPDP) Badan Pengkajian dan Penerapan Teknologi (BPPT) Yogyakarta melalui riset sejak tahun 2003 telah mampu mengembangkan pemanfaatan energi gelombang laut sebagai sumber alternatif energi listrik. Dengan teknologi OWCS, BPDP-BPPT telah membangun prototipe di pantai Parangracuk, Baron, Gunung Kidul, DIY dan berhasil memperoleh potensi daya sebesar 522 watt.

Kegiatan pengembangan dan penelitian teknologi pemanfaatan energi gelombang masih terus dilakukan oleh kalangan peneliti dan akademisi. Beberapa penelitian untuk meningkatkan daya pada sistem konversi energi gelombang laut jenis cavity resonator

denganmemodifikasibentuktabungsilindernya.Hasil penelitian menunjukkan bahwa apabila periode gelombang diperbesar, maka tekanan udara yang terjadidiorifice(lubangkecildiatastabung)menjadicukupsignifikanyaiturata-ratasekitar40%lebihbesardari sebelumnya. Selanjutnya jika tinggi gelombang diperbesar maka tekanan yang terjadi menjadi besar signifikanyaiturata-ratasekitar200%.Bagaimanapun

Gambar 2.4 Rata-rata kekuatan gelombang

tahunan (kW/m)


juga pengembangan teknologi pembangkitan listrik dari energi gelombang masih tertinggal 10 sampai 20 tahun dibelakang pengembangan teknologi pembangkitan energi terbarukan lainnya seperti mikrohidromaupunsurya.Peningkatanefisiensidankapasitas pembangkitan harus terus dilakukan. Sampai saat ini, pemanfaatan energi gelombang yang sudah diaplikasikan di Indonesia baik oleh lembaga litbang (BPPT, PLN) maupun institusi pendidikan lainnya, baru pada tahap penelitian dengan kapasitas beberapa kW.

Energi pasang surut di wilayah Indonesia terdapat pada banyak pulau. Cukup banyak selat sempit yang membatasinya maupun teluk yang dimiliki masing-masing pulau. Hal ini memungkinkan untuk memanfaatkan energi pasang surut. Saat laut pasang dan saat laut surut aliran airnya dapat menggerakkan turbin untuk membangkitkan listrik. Sampai saat ini belum ada penelitian untuk pemanfaatan energi pasang surutyangmemberikanhasilyangcukupsignifikandi Indonesia. Penelitian pemanfaatan energi pasang surut telah dilakukan oleh beberapa negara antara lain Perancis, Rusia, Amerika Serikat, dan Kanada sejak tahun

1920. Setelah lebih dari 40 tahun, pada tahun 1966 pembangkit energi listrik berkekuatan 240 MW yang digerakkan oleh tenaga pasang surut berhasil dibangun oleh Perancis di pantai Estuari Rance (La Rance), diikuti oleh Rusia di Murmansk, Lumboy, Tae Menzo Boy, dan the Thite Sea. Tidak jauh dari Indonesia, ada Australia yang memanfaatkannya di

Kimberly Berdasarkan estimasi kasar jumlah energi pasang surut di samudera seluruh dunia adalah 3.106 MW. Khusus untuk Indonesia beberapa daerah yang mempunyai potensi energi pasang surut adalah Bagan Siapi-api, yang pasang surutnya mencapai 7 meter, Teluk Palu yang struktur geologinya merupakan patahan (Palu Graben) sehingga memungkinkan gejala pasang surut, Teluk Bima di Sumbawa (Nusa Tenggara Barat), Kalimantan Barat, Papua, dan pantai selatan Pulau Jawa, karena pasang surutnya bisa lebih dari lima meter.

Untuk lautan di wilayah Indonesia, potensi termal 2,5 x 1.023 Joule dengan efisiensi konversi energipanas laut sebesar tiga persen dapat dihasilkan daya sekitar 240.000 MW. Potensi energi panas laut yang baik terletak pada daerah antara 6-9° lintang selatan dan 104-109° bujur timur. Di daerah tersebut pada jarak kurang dari 20 km dari pantai didapatkan suhu rata-rata permukaan laut di atas 28°C dan didapatkan perbedaan suhu

permukaan dan kedalaman laut (1.000 m) sebesar 22,8°C. Sedangkan perbedaan suhu rata-rata tahunan permukaan dan kedalaman lautan (650 m) lebih tinggi dari 20°C. Dengan potensi sumber energi yang melimpah, konversi energi panas laut dapat dijadikan alternatif pemenuhan kebutuhan energi listrik di Indonesia.

Tidak jauh berbeda dengan energi pasang surut, energi panas laut di Indonesia juga baru mencapai


Sumber : Safwan, dkk. 2006

Gambar 2.5 Pola arus laut

di Perairan Indonesia

kondisi pasang

purnama pada saat pasang

tertinggi


tahap penelitian (pendataan potensi dan studi kelayakan) yang dilakukan oleh beberapa peneliti antara lain oleh Prof. Dr, Safwan Hadi dan Dr. Totok Suprijo dari Fakultas Ilmu dan Teknologi Kebumian (ITB), Prof. Dr. Ir. Bonar P. Pasaribu dari Departemen Ilmu dan Teknologi kelautan (IPB), dan Dr. Donny Achiruddin dari Universitas Persada Indonesia, yang saat ini sedang melakukan penelitian bersama (joint research) dengan Universitas Saga, Jepang, dan akan merealisasikan hasil penelitiannya dalam pilot project yang didanai oleh Pemerintah Jepang.

Berdasarkan pola arus di perairan Indonesia pada kondisi pasang purnama, saat pasang tertinggi (kecepatan arus laut maksimum) dan pada kondisi pasang perbani, saat surut terendah (kecepatan arus laut minimum), diketahui bahwa secara umum kecepatan arus yang ada tidak terlalu besar, kecuali pada daerah Selat Bali, Selat Lombok dan Selat Makassar.

Saat ini pemanfaatan arus laut untuk pembangkitan tenaga listrik sudah sampai pada tahap implementasi (pilotproject)olehTimT-filesdariITBdanDr.Erwandidari Laboratorium Hidrodinamika Indonesia, BPPT dan BRKP Kementerian Kelautan dan Perikanan. TimT-Files ITB telah merancang turbin hidrokinetik jenis gorlov helical dan saat ini telah berhasil diujicobakan di Nusa

Penida, Bali pada akhir Juli 2009 dengan kapasitas 5 kW (bekerjasama dengan Balitbang KESDM). Sementara BPPT dan BRKP-KKP bekerja sama dengan PT. Kobold Nusa (perusahaan patungan antara Ponte di Archimede (PdA), Italia dan PT. Walinusa Energi) akan membangun turbin arus laut dengan kapasitas 20 kW di Selat Lombok. Diharapkan proyek ini akan selesai pada pertengahan tahun 2011.

2.1.3. Potensi Konservasi EnergiKebijakan utama di sektor energi selain

diversifikasienergiadalahkonservasienergi.Halinisejalan dengan perubahan paradigma pengelolaan energi yang baru yaitu Demand Side Management yang mengutamakanpeningkatanefisiensipadapenggunaenergi. Indonesia termasuk negara yang masih boros dalam penggunaan energi, hal ini dapat dilihat dari angka elastisitas energi yang masih lebih besar dari 1. Kondisi ini menunjukkan bahwa potensi peningkatan efisiensienergimasihsangattinggi.Potensikonservasienergi dibagi berdasarkan empat kelompok pengguna energi yaitu kelompok industri, komersial, transportasi, dan rumah tangga. Data potensi konservasi energi di semua kelompok pengguna energi dapat dilihat pada Tabel 2.6.

Sumber : Safwan, dkk. 2006

Gambar 2.6 Pola arus laut

di perairan Indonesia kondisi

pasang perbani pada saat surut

terendah



Gambar 2.7 Rancangan turbin arus laut Tim T-Files ITB

Gambar 2.8 Rancangan marine turbine farm BPPT

Tabel 2.6 Potensi dan Target Penghematan Energi pada Kelompok Pengguna Energi

SektorPotensi

Penghematan Energi

Porsi Konsumsi

Energi Final

Target Konservasi Energi

(2010-15) (2016-20) (2021-25)Sektoral (2025)

Total (2025)

Industri 15-30% 49% 5% 7% 8% 20% 9.80%

Komersial 10-30% 4% 3% 7% 5% 15% 0.60%

Transportasi 20-35% 30% 8% 7% 9% 24% 3.40%

Rumah Tangga

20-30% 13% 5% 10% 11% 26% 3.40%

Lain - lain 25% 4% 0% 0% 0% 0% 0%

Total 29% 100% 5.6% 7.1% 8.3% 21% 21%


1. Potensi di Sektor IndustriDari keseluruhan kelompok pengguna energi,

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

2. Potensi Konservasi Energi Sektor KomersialSaat ini listrik merupakan jenis energi yang banyak

digunakan di sektor komersial, hampir sekitar 70% kebutuhan energi di sektor ini dipasok dari energi

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

3. Potensi Konservasi Energi Kelompok TransportasiPenggunaan energi di sektor transportasi hampir

seluruhnya (99,9%) dipenuhi oleh pasokan bahan bakar

Tabel 2.7 Potensi Penghematan

Energi di beberapa Industri

No Industri

Potensi Penghematan Energi (%)

Total

Tanpa/Biaya

Investasi Rendah

Biaya Investasi Sedang

Biaya Investasi

Tinggi

1 Makanan 13-15 5 5 5

2 Besi dan Baja 11-32. 10 5 13

3 Tekstil 20-35 10 5 15

4 Semen 15-22 5 5 8

5 Gelas dan Keramik 10-20. 5 5 5

6 Kertas dan Pulp 10-20. 5 5 5

7 Petrokimia 12-17. 5 5 5

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

Tabel 2.8 Potensi Penghematan Energi

Sektor Komersial No Bangunan Gedung

Potensi Penghematan Energi

Tanpa/Biaya Investasi Rendah

Biaya Investasi Sedang

Biaya Investasi

Tinggi

1 Hotel 5 5 8

2 Rumah Sakit 5 5 10

3 Pertokoan (Mall) 5 5 10

4 Gedung Perkantoran Swasta

5 10 12

5 Gedung Perkantoran Pemerintah

5 10 16

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


minyak yang jumlahnya meningkat dengan tajam dari tahun ke tahun. Sebagai gambaran bahwa dalam 10 tahun terakhir pemakaian bahan bakar minyak di sektor transportasi melonjak sebanyak 1,5 kali lipat.

Sektor transportasi yang merupakan pengguna BBM terbesar secara nasional, hanya memberikan sumbangan value added terhadap GDP sangat kecil, yakni Rp. 167,- trilyun (8%). Hal ini merupakan suatu pemborosan nasional, apalagi sektor transportasi merupakan penerima subsidi BBM terbesar. Berdasarkan data di atas, intensitas energi di sektor transportasi adalah 1407 TOE/Juta$ atau setara dengan 156,3 ribu TOE/triliun Rp.

Populasi transportasi masih didominasi oleh kendaraan pribadi, terutama untuk jarak dekat (kurang dari 100 km). Beberapa perusahaan transportasi seperti taksi dan bus telah melakukan program hemat energi melalui pengujian gas buang kendaraan agar mempunyai emisi yang rendah. Keterlambatan pembangunan Mass Rapid Transportation (MRT) dan Bus Rapid Transit (BRT) yang disebabkan karena investasi yang tinggi serta transportasi umum perkotaan yang tidak nyaman dan aman, merupakan penyebab masyarakat lebih memilih kendaraan pribadi terutama motor, sehingga penggunaan BBM untuk sektor transportasi tinggi.

Potensi konservasi energi di sektor transportasi cukup besar, diperkirakan mencapai 35%. Banyak faktor yang menyebabkan sektor ini tidak efisien,antara lain :

• Transportasi penumpang masih didominasi kendaraan pribadi. Perbandingan penumpang dengan angkutan umum dan kendaraan pribadi di daerah perkotaan masih berkisar 20 : 80, semetara kondisi yang ideal adalah 60 : 40

• Prasarana jalan di perkotaan masih belum memadai, sebagai contoh diberikan perbandingan kepadatan jalan dengan negara lain :- Jakarta 0,6 km/penduduk, Surabaya 0,4

km/ penduduk,- sedangkan di Tokyo 2 km/penduduk dan

Amerika 7 km/ penduduk• Kondisi prasarana jalan banyak yang rusak

(jalan nasional : 10%, dan jalan provinsi : 30% ), sehingga menimbulkan kemacetan

• Angkutan barang menggunakan kereta api dan kapal belum optimal

• Disiplin berlalulintas masih rendah, sehingga menyebabkan kemacetan

• Kendaraan umum terutama perkotaan masih banyak menggunakan kendaraan tua dan tidakefisiensertamengganggulingkungan

• Masih terbatasnya penggunaan kendaraan berteknologi hemat energi (Hybrid Car, mobil listrik), yang dapat menghemat hingga 40%

• Berdasarkan target penurunan emisi sektor transportasi sebesar 0,08 G.Ton CO2 di tahun 2025 yang telah ditetapkan oleh Pemerintah, maka target penurunan pemakaian energi yang harus dicapai di sektor transportasi adalah sekitar 25%.

4. Potensi Konservasi Energi Sektor Rumah TanggaData statistik menunjukkan sektor rumah tangga

menggunakan energi sebesar 13,17% dari total konsumsienergifinal.Olehkarenaitusektorrumahtangga ini perlu diperhatikan untuk meningkatkan upaya konservasi energinya. Sekitar 47% kebutuhan energi di rumah tangga berasal dari bahan bakar minyak. Selebihnya merupakan jenis energi yang dominan digunakan pada peralatan pemanfaat listrik di rumah tangga seperti : lampu penerangan, TV, AC, kulkas, kipas angin, pompa air, setrika dan lainnya.

Penghematan penggunaan listrik di rumah tangga menjadi fokus pada pelaksanaan Konservasi Energi di sektor rumah tangga, oleh karena dampaknya akan cukup berarti pada penurunan konsumsi energi nasional serta kesiapan pembangunan pembangkit listrik baru.

Dari hasil berbagai studi yang pernah dilakukan di sektor rumah tangga, teridentifikasi potensi penghematan listrik yang cukup besar, yakni sekitar 30%. Potensi penghematan listrik ini ditimbulkan oleh karena berbagai hal, antara lain :

• Kurang kesadaran pada masyarakat melakukan hemat energi.

• Penggunaan peralatan pemanfaat listrik yang belumefisien,terutamapadalampudanAC.

• Penetapan harga energi yang belum sesuai dengan tingkat keekonomiannya (saat ini energi listrik dan LPG di sebagian rumah tangga masih disubsidi).



truktur Industri Energi Baru Terbarukan dan Efisiensi Pemanfaatan EnergiS2.2.

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

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

Gambar 2.13 Value Chain Industri Energi


Gambar 2.14 Pelaksanaan Konservasi Energi

Berdasarkan Peraturan Pemerintah Nomor 70 Tahun 2009 tentang Konservasi Energi, pelaksanaan konservasi energi meliputi empat kegiatan, yaitu :

- Penyediaan energi- Pengusahaan energi- Pemanfaatan energi- Konservasi sumber daya energi

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

Struktur Industri Energi Baru Terbarukan dan Efisiensi Pemanfaatan Energi


3THE CLEAN ENERGY INITIATIVE:

REDUCING EMISSION FROM FOSSIL FUEL BURNING

(REFF-BURN)Sektor Energi merupakan salah satu sumber

utama emisi gas rumah kaca sebagai penyebab iklim global, di samping sektor kehutanan dan limbah. Berdasarkan Komunikasi Nasional Kedua atau Second National Communication (SNC) yang diterbitkan pada tahun 2009, sektor kehutanan adalah sumber terbesar emisi gas rumah kaca nasional dengan emisi sebanyak 1.232 juta ton CO2 dari penggunaan lahan, perubahan penggunaan lahan dan lahan gambut, diikuti oleh sektor energi dengan Emisi gas rumah kaca dari 302 juta ton CO2. Namun, dengan peningkatan penegakan hukum dalam kegiatan hutan, dan dengan pertumbuhan konsumsi energi tinggi bagi pembangunan ekonomi nasional,sektor energi diproyeksikan akan menjadi pengemisi gas rumah kaca terbesar di tingkat nasional pada tahun 2030.

Sebagai bagian dari komitmen Indonesia dalam mitigasi emisi gas rumah kaca,Presiden Republik Indonesia dalam pertemuan G20 di Pittsburgh, Amerika Serikat dan COP 15 UNFCCC di Kopenhagen, Denmark telah mengeluarkan target nasional untuk mengurangi emisi gas rumah kaca sebanyak 26% dari business-as-usual pada tahun 2020 dengan upaya nasional dan selanjutnya dapat mengurangi menjadi 41% dari skenario business-as-usual dengan

dukungan internasional. Untukmemenuhi target ini, Pemerintah Indonesia telah mengembangkan draft Peraturan Presiden tentang Rencana Aksi Nasional untuk Mengurangi Emisi Gas Rumah Kaca(Rencana Aksi Nasional Pengurangan Emisi Gas Rumah Kaca - RAN GRK). RAN GRK terdiri dari strategi nasional untuk mengurangi emisi gas rumah kaca dari sektor pembangunan terkait. Sektor energi akan memberikan kontribusi sekitar 5,13% dari target ini pada tahun 2020 atau sekitar ekuivalen 30 juta ton CO2.

Selain pengembangan energi baru terbarukan dan pelaksanaan konservasi energi, industri energi fosil juga telah mengambil bagian dalam mengurangi emisi gas rumah kaca di sektor energi melalui penerapan teknologi energi bersih. Namun, usaha ini tidak terintegrasi, parsial dan tidak terkoordinasi, khususnya untuk memenuhi pengembangan energi sektor terhadap mitigasi perubahan iklim. Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral mengembangkan Clean Energy Initiative atau Inisiatif Energi Bersih sebagai upaya terpadu dari sektor energi dalam Reducing Emission from Fossil Fuel Burning (REFF-Burn). Inisiatif energi bersih disusun untuk menjawab tantangan ganda yaitu isu energi (energy security) dan isu lingkungan

Gambar 3.1 Value Chain

Clean Energy Initiative


(sustainability) seperti pada gambar 3.1. Energy security menekankan pembangunan yang berorientasi Pro-Job, Pro-Poor, dan Pro Growth. Sedangkan isu lingkungan menekankan pembangungan yang berorientasi pro environment. Inisiatif Energi Bersih akan menghasilkan lebih banyak pasokan energi dengan emisi karbon yang lebih sedikit (more energy, less carbon). Dalam konteks nasional,REFF-Burn akan menjadi Nationally Apropriate Mitigation Actions (NAMAs) sektor energi, sebagai bagian dari RAN GRK.

Teknologi REFF-Burn mengatasi emisi GRK di sektor energi melalui 3 (tiga) upaya : 1. Pre-Combustion, dalam bentuk pencegahan

penggunaan bahan bakar fosil yang menghasilkan emisi GRK seperti :• Teknologiefisienenergi• Teknologi energi terbarukan (energi panas

bumi, bioenergi, hidro, surya, angin, dan samudera)

• Pengurangan fugitive emission2. During Combustion, yaitu penangkalan emisi GRK

pada penggunaan bahan bakar fosil seperti :• Clean Coal Technology (a.l. supercritical,

IGCC)• Clean Fuel Technology • Flared Gas Reduction Technology• Penggunaan Energi Bersih (di sektor rumah

tangga, komersial, transportasi, dan industri) 3. Post Combustion, yaitu penanggulangan emisi

GRK dari penggunaan bahan bakar fosil seperti:• Carbon Capture and Storage (CCS)• Alga• Reklamasi lahan pasca tambang • Pemanfaatan CO2

Mekanisme Energi Bersih untuk inisiatif ini (REFF-Burn) akan sesuai tidak hanya dengan Kyoto Protocol (Clean Development Mechanism / CDM), tetapi juga dengan Post Kyoto Protocol (Bilateral Offset Mechanism / BOM).

Instrumen kebijakan untuk mendukung implementasi Inisiatif Energi Bersih adalah sebagai berikut :a. Instrumen hukum, undang-undang dan peraturan

pelaksanaan yang diperlukan untuk menerapkan energi bersih di setiap subsektor energi

b. Instrumen Fiskal, dalam bentuk insentif dan disinsentif, khususnya untuk stakeholder publik dan swasta untuk menarik keterlibatan stakeholder dalam implementasi energi bersih

c. Instrumen keuangan, seperti disebutkan sebelumnya, penerapan teknologi energi bersih dan program dapat mahal, dan kadang-kadang tidak menarik bagi para investor swasta. Oleh karena itu, Pemerintah harus mengembangkan mekanisme keuangan yang menarik, seperti dana dengan tingkat bunga yang rendah dan dapat diakses oleh investor swasta.

d. Instrumen kelembagaan, meningkatkan koordinasi dan kerjasama dengan instansi terkait, tidak hanya untuk meningkatkan inisiatif energi bersih antar stakeholder energi, tetapi juga para pemangku kepentingan terkait iklim lainnya.

Sebagaimana dalam Nationally Appropriate Mitigation Actions (NAMAs) sektor energi, pendanaan REFF-Burn dapat ditempuh melalui 3 (tiga) mekanisme pendanaan :1. Dana Nasional (pembiayaan sendiri) dari

anggaran pusat dan/atau anggaran daerah, pendaaan sektor swasta, lembaga pendanaan nasional, seperti pendanaan oleh : PT Sarana Multi Infrastruktur (SMI), PT Indonesia Green Investment (PT IGI).

2. Dukungan dana internasional, dalam kerangka pendanaan bilateral dan multilateral sebagai contoh :• Clean Technology Fund (CTF) oleh Bank

Dunia (Worldbank)• Climate Change Program Loan (CCPL) yang

didukung oleh Worldbank, AFD, JICA• Indonesia’s Climate Change Trust Funds

(ICCTF) yang dikoordinasikan oleh Bappenas dan didukung oleh UNDP and donor lainnya

• Emission Reduction Investment Programme (ERI) melalui kerjasama bilateral antara KLH dan KFW

3. Mekanisme Energi Bersih untuk REFF-Burn• Dibawah Protokol Kyoto melalui Clean

Development Mechanism (CDM)• Diluar Protokol Kyoto melalui Bilateral Offset

Mechanism (BOM)

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


4PELUANG DAN TANTANGAN INVESTASI ENERGI BARU, TERBARUKAN DAN KONSERVASI ENERGI

eluang Investasi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi EnergiP4.1

4.1.1 Peluang Investasi Energi Baru

4.1.1.1 Batubara TercairkanSaat ini Indonesia memiliki cadangan sekitar 60

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

4.1.1.2 Gas Metana BatubaraKebutuhan akan bahan bakar berupa gas alam

sangat tinggi dan terus meningkat seiring kebijakan Pemertintah untuk mengurangi pemakaian bahan bakar minyak yang disubsidi. Penggunaan gas alam di dalam negeri terkendala pasokan yang tidak mencukupi karena sebagian besar produksi gas bumi pada umumnya sudah dialokasikan untuk ekspor. Dengan demikian GMB mempunyai peluang yang besar untuk mengisi kekurangan pasokan gas bumi di dalam negeri.

Cadangan GMB yang sangat besar tersebut mempunyai potensi untuk dikembangkan sebagai energi baru yang dimanfaatkan langsung seperti gas bumi, atau digunakan sebagai bahan bakar pembangkit tenaga listrik.

Pengusahaan GMB sangat menarik bagi investor karena memiliki kelebihan sebagai berikut:

• Potensi energi Gas Metana Batubara di Indonesia cukup melimpah dan belum dimanfaatkan secara intensif.

• Lapangan BMB di Indonesia memiliki keunggulan teknis untuk dikembangkan. Hal ini dikarenakan reservoir GMB memiliki kedalaman yang dangkal, yaitu 500-1000 meter. Sehingga untuk mengebor sumur GMB hanya memerlukan biaya yang lebih rendah jika dibandingkan dengan mengebor sumur gas konvensional. Selain itu dipermudah juga dengan lokasinya yang berada di daratan.

• Teknologi pemanfaatan GMB sudah dikuasai

oleh sumberdaya lokal, dengan mengacu pada eksploitasi gas bumi.

• GBM merupakan sweet gas dengan kandungan metana hingga 95%, dengan sedikit kandungan karbon dioksida atau nitrogen. Selain itu gas GMB juga tidak mengandunghidrogen sulfida (H2S) yangberbahaya atau komponen sulfur lainnya, meskipun berasal dari high-sulfur coal. Hal ini membuat gas GMB memiliki kualitas yang setara dengan gas alam yang telah dimurnikan, sehingga dapat memenuhi standar kualitas pemasaran.

• GMB sebagai bahan bakar pembangkit listrik merupakan energi baru yang ramah lingkungan.

• Karena batubara bukanlah termasuk dalam kategori energi bersih maka pembangunan GMB di masa mendatang menjadi sangat strategis dalam penyediaan energi karena GMB termasuk energi bersih dan potensinya cukup besar.

4.1.1.3 Batubara TergaskanBatubara Tergaskan merupakan sumber energi

batubara yang diproses menggunakan teknologi gasifikasi batubara. Teknologi gasifikasi batubaramerupakan teknologi yang sangat populer di dunia, karena mempunyai efisiensi sangat tinggi dan merupakan teknologi yang berwawasan lingkungan.

Gasifikasi batubara adalah sebuah proses untuk merubah batu bara padat menjadi produk campuran gas sintetis (syngas) berupa gas karbon monoksida (CO) dan hidrogen (H2), dengan atau tanpa menggunakan pereaksi berupa udara, campuran udara/uap air atau campuran oksigen/uap air.

Produk gasifikasi batubara berupa campuransyngas dapat digunakan untuk berbagai keperluan. Diantaranya dapat digunakan langsung untuk pembangkit listrik, sebagai bahan bakar gas (pengganti gas alam di industri-industri), untuk menghasilkan bahan bakar transportasi (hidrogen) dan untuk menghasilkan berbagai bahan kimia. Dan yang paling


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

Prosesgasifikasibatubaramempunyaiprospekyang sangat baik di masa mendatang dalam menggantikan peran minyak bumi, baik sebagai bahan bakar gas maupun bahan bakar cair. Proses gasifikasiBatubaramerupakansalahsatuupayauntukmemanfaatkan batubara kualitas rendah dengan proses teknologi bersih (clean coal technology), sehingga akan dihasilkan produk gas dengan kandungan emisi yang rendah.

Gasifikasi batubara di Indonesia sangat berpeluang untuk dijadikan sebagai penghasil energi alternatif. Karena harga batubara di pasar dunia relatif stabil, dan aman untuk ditransportasikan dan disimpan. Alasan lain yang mendukung adalah produk dari gasifikasibatubarayangberkalorirendah(sekitar4.500kkal) dapat menghasilkan bahan bakar gas sintetis. Selain itu, dapat juga menggunakan batubara muda (menurut data sekitar kurang lebih 58,6% batubara di Indonesia adalah batubara muda) dan yang tidak kalah pentingnyagasifikasibatubaramerupakanteknologiyang ramah lingkungan.

Sesuai Peraturan Pemerintah RI No. 5 tahun 2006 tentang Kebijakan Energi Nasional menyebutkan bahwa akan menaikkan pangsa penggunaan batubara dari 15,7% menjadi sekitar 33% pada tahun 2025. Jadi batubara telah diproyeksikan sebagai sumber energi utama pengganti BBM di Indonesia sampai tahun 2025 terutama untuk pembangkit listrik. Oleh karena itu perlu dikembangkan pembangkit listrik yang ramah lingkungan melalui clean coal technology diantaranya adalah dengan teknologi gasifikasi batubara. Disamping itu, juga untuk mendukung visi 25/25 dari Direktorat Jenderal Energi Baru dan Terbarukan dan Konservasi Energi yaitu bahwa pada tahun 2025 Energi Baru dan Terbarukan diharapkan akan berkontribusi sebesar 25% dari total bauran energi nasional. Energi baru dan terbarukan tersebut termasuk energi batubara tergaskan dan diharapkan akan dapat berkontribusi sekitar 0,65% dari total kebutuhan energi atau sekitar 18,5 juta SBM. batubara t e rgaskan memi l i k i potensi yang menjanjikan untuk dikembangkan mengingat Indonesia mempunyai cadangan batubara yang sangat berlimpah. Pada tahun 2008, tercatat bahwa

sumber daya batubara sebesar 104,8 miliar ton, dengan total cadangan 20,98 miliar ton dan produksi 0,254 miliar ton.

Sumber daya ini sebagian besar berada di Kalimantan yaitu sebesar 61 %, di Sumatera sebesar 38 % dan sisanya tersebar di wilayah lain. Menurut jenisnya dapat dibagi menjadi lignite sebesar 58.6 %, sub-bituminous sebesar 26.6 %, bituminous sebesar 14.4 % dan sisanya sebesar 0.4 % adalah anthracite.

Banyaknya sumber batubara di Indonesia, membuat cadangan batubara tersebut dapat dipergunakan untuk bahan bakar gas maupun untuk pembangkitlistrikmelaluiprosesgasifikasibatubara.

UntukIndonesia,teknologigasifikasibatubaratelahdilakukan pada tahap penelitian dan pengembangan, diantaranya oleh Puslitbang Tekmira–ESDM dan BPPTeknologi, bekerjasama dengan pihak dalam maupun luar negeri.

4.1.1.4 Peluang Investasi Energi NuklirBila melihat peran PLTN sebagai salah satu

pemasok energi sebesar 16% dari listrik dunia menunjukkan bahwa energi nuklir adalah sumber energi potensial, berteknologi tinggi, berkeselamatan handal, ekonomis, dan berwawasan lingkungan, serta merupakan sumber energi alternatif yang layak untuk dipertimbangkan dalam Perencanaan Energi Jangka Panjang bagi Indonesia guna mendukung pembangunan yang berkelanjutan.

Saat ini ekplorasi uranium sebagai bahan bakar nuklir di Indonesia belum dilakukan secara maksimal. Baru 2 lokasi potensial yang sudah dieksplorasi, yaitu di daerah Kalan Kalimantan Barat sebesar 34.112 ton dan di daerah Kawat Kalimantan Timur sebesar 10.000 ton. Kira-kira jumlah ini dapat digunakan untuk membangkitkan 1000 MWe PLTN selama 170 tahun, atau 4000 MWe PLTN selama 40 tahun. Masih banyak daerah lain di Indonesia dari Sabang sampai Merauke yang mempunyai potensi yang cukup besar. Untuk itu perlu dilakukan peningkatan eksplorasi mineral

2011-2015 2015-2020 2020-2025

Pasar 1000 MW on grid 4000 on grid

Investasi dan Harga

2600 juta $; 2,6 ribu$/kWh; 0,06 $/kWh (base year $ 2010)

10.400 juta $; 2,6 ribu $/kWh; 0,06 $/kWh (base year $ 2010)

Produk PLTN 1000 MW PLTN 4000 MW

Teknologi Proven Technology Proven Technology

Litbang Studi kelayakan PLTNInfrastruktur dan Implementasi proyek PLTN

Sistem Pembangkit dan operasi PLTN

Tabel 4.1 Tahap Pengembangan Energi Hidrogen


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

4.1.1.5 Peluang Investasi HidrogenHidrogen merupakan gas diatomik yang sangat

mudah terbakar dan merupakan unsur kimia yang teringan di dunia. Pada suhu dan tekanan standar, hidrogen tidak berwarna, tidak berbau, bersifat non-logam, bervalensi tunggal. Gas hidrogen biasanya dihasilkan secara industri dari berbagai senyawa hidrokarbon seperti metana melalui steam reforming. Gas hidrogen juga dapat dihasilkan dari air melalui proses elektrolisis, namun proses ini secara komersial lebih mahal daripada produksi hidrogen dari gas alam. Saat ini telah d i k e m b a n g k a n j u g a produksi hidrogen dari gasifikasi batubara. Gas hidrogen selain digunakan untuk bahan baku di industri kimia, juga dapat digunakan sebagai bahan bakar transportasi dan fuel cell.

Energi hidrogen merupakan sumber energi bersih, terbilang senyawa yang tidak begitu berbahaya, karena dengan kemampuannya yang cepat menguap di udara, reaksi pembakarannya relatif lebih lambat dibandingkan bensin. Yang paling menarik, bahan bakar hidrogen sama sekali tidak memberi kontribusi terhadap efek rumah kaca.

Pengembangan energi hidrogen dapat dilakukan menggunakanteknologigasifikasibatubara.Mengingatcadangan batubara Indonesia sangatlah melimpah dan sebagian besar merupakan batubara kualitas rendah. Untuk memanfaatkan dan mengoptimalkan pemanfaatan batubara perlu dikembangkan suatu teknologi yang bersih atau biasa disebut clean coal technology melalui proses gasifikasi batubara. DiIndonesia, pengembangan teknologi gasifikasi batubara untuk memproduksi bahan bakar gas hidrogen perlu dikembangkan. Karena bahan bakar hidrogen merupakan bahan bakar bersih, yang ramah lingkungan karena tidak mengeluarkan emisi gas CO2. Dan pada tahun 2025 diharapkan akan memberikan kontribusi sebesar 0,21% dalam bauran energi nasional atau setara dengan 6 Juta SBM. Bila dalam implementasinya diperuntukkan untuk bahan

bakar transportasi, maka perlu dibangun plant dengan total kapasitas produksi sekitar 257.000 ton gas H2.

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

Teknologi gasifikasi untuk produksi bahan bakar gas hidrogen pada tahun 2025 diharapkan akan memberikan kontribusi sebesar 0,21% dalam bauran energi nasional. Dalam implementasinya perlu dibangun plant dengan total kapasitas produksi rata-rata 17.133,3 ton/tahun dan memberikan dampak positif terhadap pembangunan berkelanjutan dengan total pengurangan emisi rata-rata 299.953,2 ton CO2 per tahun. Sedangkan dampak positif pada aspek sosial ekonomi adalah tersedianya lapangan pekerjaan sehingga pengangguran dapat diperkecil.

Pendanaan pembangunan industri teknologi gasifikasiuntukproduksibahanbakargasdisampingberasal dari pemerintah, sangat diharapkan juga peran swasta maupun koperasi. Pemerintah berkontribusi secara tidak langsung dengan memberikan subsidi tarif dan kredit investasi yang ditetapkan melalui feed in tariff dan insentif pendanaan. Sedangkan pihak swasta ataupun koperasi diharapkan dapat menyediakan modal secara langsung untuk membiayai pembangunan industri teknologi gasifikasi untukproduksi gas hidrogen tersebut. Total investasi yang diperlukan sekitar 228,2 Juta USD/tahun.

2011-2015 2015-2020 2020-2025

Pasar 10.000 ton untuk transportasi100.000 ton untuk transportasi

257.000 ton untuk transportasi

Investasi dan harga133,23 Juta USD, harga gas H2 3,5 USD/kg, harga batubara 50 USD/ton

1.199,1 Juta USD, harga gas H2 3,5 USD/kg, harga batubara 50 USD/ton

2.091,8 Juta USD, harga gas H2 1,5 USD/kg, harga batubara 50 USD/ton

Produk Bahan bakar gas H2 Bahan bakar gas H2 Bahan bakar gas H2

Teknologi Fluidized Bed Fluidized Bed Fluidized Bed

LitbangSurvey lapangan, Feasibility study, demo plant, sistem kontrol, perpipaan, proses

Heat exchanger, mekanikafluida

Sistem plant produksi

Tabel 4.2 Tahap Pengembangan Energi Hidrogen


Peluang Investasi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi4.1.2 Peluang Investasi Energi Terbarukan

4.1.2.1 Panas BumiPanas bumi dapat dimanfaatkan secara langsung

dan tidak langsung. Pemanfaatan secara langsung, antara lain sebagai pengering hasil pertanian, sterilisasi media tanam jamur, dan pemandian air panas untuk pariwisata. Sedangkan pemanfaatan tidak langsung, uap panas bumi dapat dikonversi menjadi listrik.

Sumber daya panas bumi ditentukan dengan menggunakan teknik-teknik geologi, geokimia dan geofisika. Pengeboran sumber daya energi panasbumi diadaptasi dari industri perminyakan. Sistem pembangkit listrik tenaga panas bumi, memanfaatkan uap air bertekanan tinggi yang bersumber dari reservoir bawah tanah yang dipanaskan oleh magma di perut bumi di sekitar reservoir tersebut.

Fluida panas bumi yang telah dikeluarkan ke permukaan bumi mengandung energi panas yang akan dimanfaatkan untuk menghasilkan energi listrik. Hal ini dimungkinkanolehsuatusistemkonversienergifluidapanasbumiyangmengubahenergipanasdarifluidamenjadi energi listrik. Fluida panas bumi bertemperatur tinggi (>225o C) (geothermal power cycle) telah lama digunakan di beberapa negara untuk pembangkit listrik, namun beberapa tahun terakhir ini perkembangan teknologi telahmemungkinkandigunakannyafluidapanas bumi bertemperatur sedang (150- 225 C) untuk pembangkit listrik.

Pembangkit Listrik Tenaga Panas bumi (PLTP) pada prinsipnya sama seperti Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU), hanya pada PLTU uap dibuat di permukaan menggunakan boiler, sedangkan pada PLTP uap berasal dari reservoir panas bumi. Apabila fluidadi kepala sumurberupa fasauap,makauaptersebut dapat dialirkan langsung ke turbin, dan kemudian turbin akan mengubah energi panas bumi menjadi energi gerak yang akan memutar generator sehingga dihasilkan energi listrik.

Di Indonesia, pembangkit listrik yang menggunakan sistem dry steam yaitu di PLTP Kamojang (Pertamina) dan Lapangan Darajat (Amoseas Ltd). Uap yang dihasilkan di daerah tersebut adalah uap kering

yang mempunyai kisaran temperatur reservoir sekitar 240o Celsius. Uap air bertekanan tersebut dibelokan ke arah turbin uap dan memutar generator seperti halnya pada PLTU. Pembangkit listrik dengan sistem wet steam harus menggunakan separator untuk memisahkan uap dengan airnya. Uap tersebut akan dialirkan ke turbin untuk menggerakkan generator dengan air yang tidak terpakai masuk kembali ke reservoir melalui injection well.

PLTP juga dapat dibuat dengan skala kapasitas kecil, yaitu untuk lokasi dengan kandungan panas atau cadangan relatif kecil, namun mempunyai suhu yang cukup tinggi, bisa digunakan untuk pembangkit listrik berskala kecil dengan kapasitas terpasang antara 1-

5 MW. PLTP dapat dibangun mengikuti permintaan beban listrik. PLTP skala kecil dibangun menggunakan pendekatan modular yang dapat mengurangi biaya konstruksi dan dapat ditempatkan dekat ke sumur sehingga keseluruhan proyek mempunyai dampak lingkungan yang minimal.

Panas bumi memiliki potensi yang sangat besar sebagai sumber energi untuk pembangkitan listrik di Indonesia. Dibandingkan dengan sumber energi lainnya, energi panas bumi memiliki beberapa keunggulan dan peluang untuk dikembangkan di Indonesia, yaitu antara lain :

• Potensi panas bumi di Indonesia menduduki peringkat tertinggi dari total potensi panas bumi dunia, potensi ini dapat menjadikan Indonesia sebagai di bidang panas bumi yang dapat menjadi pusat perhatian bagi investasi, SDM dan teknologi.

• Kompetensi SDM dan kemampuan teknologi nasional selama lebih dari 25 tahun pengembangan panas bumi dapat menjadi modal dalam pemanfaatan panas bumi di Indonesia.

• Sumber daya panas bumi merupakan sumber energi terbarukan sehingga pemanfaatannya bisa berkelanjutan, dapat menggantikan kebutuhan bahan bakar fosil dan memperkuat keamanan energi nasional.

• Tekanan global mengenai lingkungan hidup mendorong pengembangan pemakaian

Tahun Unit 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025

Kapasitas MW 1.189 1.209 1.374 1.814 3.351 4.051 7.788 12.332

Produksi GWh 9.303 9.445 10.684 14.105 26.057 31.500 54.578 86.423

Investasi Juta $ 279 996 1.666 2.467 2.417 4.572 7.788 11.099

Biaya produksi Juta $ 857 1.250 1.644 2.038 2.431 2.825 4.366 6.050

Pengurangan emisi Ton CO2 991.620 1.447.450 1.903.281 2.359.111 2.814.942 3.270.772 6.129.156 9.705.284

Rumah Terlistriki buah 924.778 940.333 1.068.667 1.410.889 2.606.333 3.150.778 6.057.333 9.591.556

Tabel 4.3 Rencana Pengembangan PLT Panas Bumi

Sumber : RIPEBAT 2010 - 2025


energi terbarukan, salah satunya adalah panas bumi. Komitmen dunia sesuai dengan Kyoto Protocol untuk mengurangi emisi CO2 dapat dimanfaatkan pembangkit listrik tenaga panas bumi untuk mengurangi emisi yang signifikan hingga tahun 2020. Selainitu pembangunan pembangkit listrik tenaga panas bumi berpeluang untuk mendapatkan dana karbon kredit.

• Lokasi potensi panas bumi dapat dikembangkan menjadi daerah wisata alam dan pendidikan. Sebagian uap atau sisa buangan panas dapat digunakan untuk pemanas air kolam renang dan kebutuhan atraksi wisata lainnya.

4.1.2.2. Aliran dan Terjunan AirPembangkit Listrik Tenaga Mini/Mikro Hidro

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

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

untuk meningkatkan kemampuan penyediaan tenaga listrik nasional. Selain dari itu Undang-Undang Nomor 30 Tahun 2007 tentang Energi juga menetapkan pengusahaan pembangkit energi terbarukan dapat memperoleh insentif dari pemerintah.

Teknologi PLTMH adalah pilihan teknologi utama pembangkit listrik untuk daerah yang memiliki potensi tenaga hidrolik air. Harga pokok produksi listrik yang dibangkitkan PLTMH sangat kompetitif dibandingkan dengan teknologi pembangkit lainnya. Selain itu teknologi PLTMH sudah dikuasai oleh ahli dan manufaktur lokal dan harganya sangat kompetitif dibandingkan produk import. Manufaktur turbin lokal saat ini sudah dapat menyediakan turbin untuk head rendah (turbin propeller) hingga head tinggi (turbin pelton), dengan kapasitas mulai dari 100 W hingga 1MW.

Pada awalnya PLTMH banyak digunakan untuk menyediakan listrik di wilayah terpencil dan belum terjangkau jaringan listrik PLN. Biaya investasi umumnya berasal dari pemerintah, bantuan bilateral, atau lembaga donor. Ketika harga BBM naik, beberapa instalasi dibangun oleh perkebunan swasta untuk menggantikan unit pembangkit listrik dengan bahan bakar fosil. Demikian juga ketika pemerintah membuka peluang bagi produsen listrik swasta untuk menjual ke PLN, beberapa investor membangun PLTMH untuk menghasilkan listrik yang akan dijual ke PLN.

Dibandingkan dengan teknologi pembangkit listrik energi terbarukan lainnya, keunggulan PLTMH adalah sebagai berikut :

- Sumber energi hidro memanfaatkan siklus hidrologi dari pemanasan energi surya yang berkelanjutan dan sama sekali tidak menghasilkan emisi CO2 dan gas lainnya yang membahayakan atmosfirbumi.

• Pembangkit listrik tenaga air dengan sistem run off river tidak menggunakan dam yang tinggi dan tidak menimbulkan genangan yang luas sehingga lebih bersahabat dengan lingkungan dan diterima oleh banyak pihak sebagai pilihan utama pembangkitan listrik.

• PLTMH membutuhkan debit air yang kontinyu sepanjang tahun dari hutan yang lestari, sehingga pembangunan PLTMH pada suatu badan sungai akan memotivasi masyarakat untuk memelihara kelestarian hutan di hulu sungai.

• Teknologi PLTMH sudah dikuasai sumber daya lokal, mulai dari perencanaan, fabrikasi komponen mekanik & elektrik, pembangunan, operasi hingga perawatan instalasi sudah dapat dilakukan tenaga lokal.


Peluang Investasi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi

• Potensi sumber energi hidro yang besar dapat menjadikan Indonesia sebagai pusat pengembangan PLTMH yang akan menjadi pusat perhatian bagi investasi, teknologi, sumber daya manusia, dan kebijakan energi terbarukan dunia.

• Indonesia memiliki sejarah panjang dalam pemanfaatan energi hidro, kemampuan sumber daya manusia dan manufaktur turbin PLTMH sudah diakui berbagai lembaga donor dunia untuk melatih dan memasok mesin dan peralatan PLTMH untuk berbagai negara berkembang lainnya.

• PLTMH diakui sebagai pembangkit yang memperoleh prioritas pendanaan karbon kredit sesuai dengan Kyoto Protocol.

4.1.2.3. BioenergiBahan bakar nabati (BBN) adalah bahan bakar

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

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

bertambah sesuai kematangan buah. Jarak pagar (Jatroha curcas L) sebenarnya

bukan jenis tanaman yang bernilai ekonomi tinggi. Pemilihan jarak pagar justru karena tanaman ini direkomendasikan ditanam pada lahan-lahan marginal yang sebelumnya tidak menghasilkan. Kelebihan jarak pagar yaitu dapat mencapai usia yang cukup tua (sampai 50 tahun) dan tidak membutuhkan banyak air. Curah hujan yang dibutuhkan termasuk paling sedikit di antara tanaman-tananam penghasil minyak nabati yang lain.

Bioetanol yaitu etanol yang dihasilkan dari biomassa sebagai bahan bakar pengganti bensin. Eetanol murni mudah terbakar dan memiliki kandungan kalor bakar netto besar, yaitu 21 MJ/liter atau kira-kira 2/3 dari kalor-bakar netto bensin. Etanol kering/absolut/murni dapat saling-larut sempurna dengan

bensin pada segala perbandingan serta merupakan komponen pencampur beroktan tinggi (High Octane Mogas Component/HOMC) bagi bensin.

Pengembangan BBN bermula dari kegiatan akademik dan penelitian yang dilakukan oleh kalangan perguruan tinggi dan lembaga-lembaga penelitian. Pengembangan BBN kemudian diadopsi sebagai program nasional melalui Instruksi Presiden (Inpres) No 1 tahun 2006 tentang Upaya Percepatan Penyediaan dan Pemanfaatan BBN sebagai Bahan Bakar Lain. Inpres ini menginstruksikan pada departemen-departemen terkait dan pemerintah daerah untuk mendukung dan terlibat dalam program pengembangan biofuel. Target pengembangan BBN ini dinyatakan dalam Kebijakan Energi Nasional yaitu mencapai pangsa 5% dalam energy-mix nasional pada tahun 2025.

Seiring dengan Inpres tersebut di atas, para pemangku kepentingan telah melakukan berbagai kegiatan seperti pengembangan kebun-kebun penghasil bahan baku biofuel,pembuatan alat-alat produksi, sampai berbagai ujicoba penggunaan biofuel. Biofuel dengan cepat meluas menjadi gerakan nasional. Motivasi awal pengembangan biofuel adalah upaya diversifikasi dalam rangka meningkatkan

Tahun Unit 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025

Kapasitas MW 245 279 314 348 383 417 760 1.425

Produksi GWh 1.717 1.958 2.199 2.440 2.681 2.922 5.326 9.986

Investasi Juta $ 735 699 785 696 765 834 1.140 1.781

Biaya produksi Juta $ 258 294 330 366 402 438 533 749

Pengurangan emisi Ton CO2 192.815 219.888 246.961 274.033 301.106 328.179 598.120 1.121.475

Rumah terlistriki buah 1.470.000 1.674.000 1.884.000 2.088.000 2.298.000 2.502.000 4.560.000 8.550.000

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



keamanan suplai bahan bakar dalam negeri. Pada perkembangan berikutnya ketika harga BBM semakin tinggi, motivasi ini meluas dan melingkupi upaya untuk mendapatkan bahan bakar yang lebih murah.

Setidaknya, kenaikan harga BBM telah mendorong sektor industri dan pembangkitan listrik untuk mulai beralih pada jenis-jenis bahan bakar pengganti yang lebih murah. Dengan motivasi ini, beberapa pihak memandang bahwa BBN yang perlu dikembangkan di Indonesia bukan hanya biodiesel. Argumen yang dikemukakan yaitu bahwa bukan hanya sektor transportasiyangmembutuhkandiversifikasibahanbakar; sedangkan bahan bakar nabati yang diperlukan sektor-sektor di luar transportasi tersebut tidak harus biodiesel.

Penyediaan dan pemanfaatan listrik di Indonesia masih didominasi oleh bahan bakar fosil mencapai 95,9% dari total penyediaan energi. Adanya regulasi tentang pembelian tenaga listrik yang menggunakan energi baru terbarukan skala kecil dan menengah atau kelebihan tenaga listrik dengan Peraturan Menteri ESDM No. 31 Tahun 2009.

Energi biomassamerupakan salah satu pilihan sumber energi pembangkit listrik, karena potensi energi yang sangat besar, dan teknologinya sudah tersedia di pasaran, serta ramah lingkungan. Beberapa negara maju yang tidak memiliki sumber daya alam seperti Amerika Serikat, Jepang telah berhasil memanfaatkan biomassa sebagai sumber energi pembangkit tenaga listrik. Teknologi pemanfaatan limbah untuk pembangkit tenaga listrik (biopower) dapat dilakukan dengan teknik sebagi berikut :

Pembakaran Langsung biomassa di dalam boiler menghasilkan uap untuk menggerakan mesin uap (steam engine) atau turbin uap (steam turbine), menghasilkan energi poros untuk menggerakan generator listrik. Kayu bakar dengan kadar air 12% mempunyai nilai kalori sekitar 13.8 MJ/kg. Teknologi yang saat ini berkembang adalah teknologi kogenerasi, yaitu suatu proses pembangkitan panas dan listrik secara bersamaan dengan menggunakan turbin atau mesin uap. Sistem turbin uap pada umumnya digunakan untuk kapasitas pembangkit listrik skala besar. Sementara itu teknologi mesin uap lebih sesuai untuk kapasitas kecil (25 s/d 300 kW). Hampir semua jenis limbah pertanian dan perkebunan dapat dimanfaatkan untuk energi melalui proses pembakaran langsung.

Gasifikasi biomassa terjadi pada ruangan bertemperatur tinggi dengan kandungan oksigen rendah, yang akan menghasilkan menghasilkan gas mudah terbakar. Kapasitas tipikal untuk suatu pembangkitlistriksistemgasifikasiadalahsekitar100kW. Untuk menghasilkan listrik sebesar 1 kWh rata-rata memerlukan limbah biomassa sebesar 2,4 kg. Sistem

gasifikasi biomassa sangat spesifik terhadap jenisdan ukuran biomassa. Limbah biomassa yang mudah digunakandidalamprosesgasifikasidengankapasitaspembangkit listrik sampai dengan 100 kW adalah arang, limbah kayu, dan tempurung kelapa. Sekam padi pada dasarnya dapat digunakan sebagai bahan bakar sistem gasifikasi tetapi memerlukan desain sistemyang berbeda dan untuk kapasitas pembangkit listrik sampai dengan 50 kW pada umumnya dioperasikan sebagai sistem bahan bakar ganda (dual fuel), misalkan dioperasikan pada mesin genset diesel.

Fermentasi Biomassa. Biogas merupakan gas yang dapat terbakar dan tidak berwarna yang dihasilkan dari proses fermentasi anaerobik (tanpa oksigen) limbah biomassa dengan bantuan bakteri metan. Biogas terdiri atas 60% metan dan 0,6 liter minyak tanah. Sistem energi biogas sangat cocok untuk daerah peternakan yang banyak menghasilkan limbah kotoran ternak. Selain keuntungan menghasilkan energi, sistem biogas dapat mengurangi bau kotoran, penyebaran penyakit, dan menghasilkan produk sampingan berupa pupuk biologi. Biogas dapat digunakan untuk keperluan memasak atau digunakan sebagai pembangkit listrik dengan menggunakan genset gas.

Pemanfaatan sampah sebagai biomassa menjadi tenaga listrik melalui proses pembakaran langsung (direct combustion) atau melalui proses pembuatan gas metana(gasifikasi)dapatmenjadisolusipengelolaansampah kota dan juga sekaligus menghasilkan tenaga listrik untuk kebutuhan kota tersebut.

Pihak-pihak ini mengajukan minyak nabati murni (pure plant oil/PPO) sebagai alternatif bahan bakar untuk mesin-mesin diesel. Argumen tersebut diperkuat oleh alasan keekonomian bahwa proses produksi minyak nabati murni lebih murah dibanding biodiesel. Di subsektor pembangkitan listrik, minyak nabati murni diharapkan dapat menjadi alternatif bahan bakar yang lebih murah terutama untuk pembangkit-pembangkit diesel di kawasankawasan terisolasi. minyak nabati murni juga diharapkan dapat diandalkan untuk menggantikan minyak tanah bagi keperluan rumah tangga.

4.1.2.4 Energi Sinar MatahariPembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS) adalah

teknologi pembangkit listrik yang dapat diterapkan di semua wilayah. Instalasi, operasi, dan perawatan PLTS sangat mudah sehingga mudah diadopsi oleh masyarakat. Hambatan utama pasar PLTS adalah biaya investasi per Watt daya terbangkitkan masih sangat mahal dan panel surya yang masih import.

PLTS grid connected adalah teknologi yang mengalami pertumbuhan pasar tertinggi di dunia . Dengan pertumbuhan lebih dari 50% per tahun, pada tahun 2000 kapasitas terpasang PLTS sebesar


Peluang Investasi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi160MW dan tumbuh menjadi 7.800 MW pada tahun 2007. Kapasitas daya per unit instalasi PLTS biasanya hanya beberapa kW hingga 10 kW, tetapi saat ini sudah ada instalasi PLTS dengan daya terpasang hingga 20 MW, dan tercatat ada 800 instalasi dengan daya lebih dari 200kW.

PLTS isolated grid dengan daya kurang dari 1 kW juga tumbuh pesat, walaupun tidak secepat PLTS grid connected. Sistem ini digunakan untuk menyediakan listrik di wilayah yang tidak terjangkau jaringan listrik nasional, seperti pemukiman terpencil, sarana telekomunikasi, lampu suar, dsb. Tercatat kapasitas terpasang PLTS isolated grid di dunia lebih dari 2.700 MW. PLTS grid, adalah sistem yang banyak digunakan di Indonesia, dengan kapasitas skala kebutuhan rumah tangga yang dikenal dengan SHS , atau untuk skala kampung yang dikenal dengan PLTSTerpusat.

Kemampuan modul surya untuk membangkitkan listrik dinyatakan dalam Watt-peak (Wp). Efisiensimodul surya dengan material sel mono-crystals silicon

dapat mencapai 17%, polycrystalline silicon memiliki efisiensi yang lebih rendah (15%), dan amorphoussiliconmemilikiefisiensi10%.

Secara garis besar terdapat tiga alternatif skema implementasi, yaitu : PLTS Photovoltaic Solar Home System, PLTS Terpusat, dan Hybrid PLTS dengan pembangkit listrik lain. SHS umumnya berupa sistem berskala kecil dengan menggunakan modul surya 50-100 Wp (Watt Peak) dan menghasilkan listrik harian sebesar 150-400 Wh. Karena listrik isolated (Solar Home System) harian yang dihasilkan relatif kecil, sistem ini direkomendasikan untuk sistem DC (Direct Current) yang digunakan ke beban, seperti lampu LED.

Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS) adalah teknologi pembangkit listrik yang dapat diterapkan di semua wilayah. instalasi, operasi, dan perawatan PLTS sangat mudah sehingga mudah diadopsi oleh masyarakat. Permintaan pasar PLTS sangat tinggi karena beberapa keunggulan PLTS yang tidak dimiliki oleh sistem pembangkit lainnya, yaitu antara lain :

• Teknologi PLTS mudah dipahami dan diterima oleh masyarakat awam, dapat dipasang

oleh tenaga lokal, dapat dioperasikan oleh pengguna dengan perawatan yang sangat lokal menjadi sangat strategis dalam pengembangan PLTS. Perangkat dengan perawatan yang sangat mudah dan relatif tanpa beban biaya operasi.

• PLTS sangat bersahabat dengan lingkungan, tidak menghasilkan emisi gas, tidak bising (noise), bekerja pada temperatur ruang, dan tidak ada resiko bencana terhadap keselamatan manusia juga lingkungan

• Sumber energi matahari tersedia di seluruh lokasi permukaan bumi dengan jumlah yang berlimpah sehingga tidak pernah menimbulkan konflik sosial terhadap penggunaan sumber energi matahari.

• Perangkat PLTS sudah banyak tersedia di pasar dengan beragam pilihan daya, harga dan kualitas.

4.1.2.5. Energi AnginKincir angin adalah cikal bakal mesin konversi

energi bayu menjadi energi poros. Kincir angin digunakan manusia sejak tahun 200 SM untuk menggiling padi danmemompa air. Perkembangan teknologi aerodynamic pada industri pesawat, memberikan kontribusi terhadap evolusi desain kincir bayu menjadi turbin bayu. Desain bilah turbin angin mirip dengan sayap pesawat, sehingga jumlah bilah turbin angin tidak lagi sebanyak kincir bayu tradisional. Dengan demikian kontruksi turbin angin semakinringan,efisien,murah,dengankapasitasdayaterbangkitkan lebih besar. Turbin bayu terbagi dalam dua kategori utama, yaitu turbin sumbu horizontal dan turbin sumbu vertikal. Turbin sumbu horizontal merupakan konfigurasi turbin yang paling umumdigunakan saat ini, salah satunya adalah turbin bayu HAWT tipe propeller. Turbin sumbu vertikal seperti Savonius dan Darrieus, jarang sekali digunakan untuk pengusahaan energi bayu.

PLT Bayu adalah pembangkit listrik energi terbarukan yang tumbuh pesat di berbagai negara

Tahun Unit 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025

Kapasitas MW 25 35 45 55 65 75 324 580

Produksi GWh 44 61 79 96 114 131 568 1016

Investasi Juta $ 225 315 360 440 455 525 1620 1740


Pengurangan emisi Ton CO2 19.675 27.545 35.415 43.285 51.155 59.025 254.988 456.460

Rumah terlistriki buah 125.000 175.000 225.000 275.000 325.000 375.000 1.620.000 2.900.000

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



maju. Pertumbuhan investasi swasta pembangunan PLT Bayu dipacu oleh kebijakan feed in tariff yang menarik bagi investor.Walaupun biaya investasi per daya terbangkitkan relatif masih mahal, tetapi biaya pokok produksi listrik relatif bersaing dibandingkan dengan sistem pembangkit listrik energi terbarukan lainnya.

• Sumber energi bayu berasal dari pergerakan udara akibat perubahan temperatur udara karena pemanasan dari radiasi matahari. Ketersediaan energi angin lebih terjamin sepanjang waktu dibandingkan dengan sumber energi lainnya.

• Teknologi PLTB berkembang sangat pesat, di beberapa negara biaya investasi PLTB semakin murah sehingga harga listrik dari PLTB semakin kompetitif.

• PLTB adalah sistem pembangkit listrik energi terbarukan yang memperoleh prioritas pendanaan karbon kredit sesuai dengan Protokol Kyoto.

4.1.3 Peluang Investasi Konservasi Energi

Peluang investasi di bidang konservasi energi meliputi dua hal yaitu jasa konservasi energi dan pabrikasi peralatan hemat energi.

1. Jasa Konservasi EnergiPeraturan Pemerintah Nomor 70 Tahun 2009

mengamanatkan penerapan manajemen energi pada pengguna energi 6000 TOE atau lebih per tahun. Di Indonesia terdapat 659 industri yang menjadi konsumen energi sebesar 6.000 TOE atau lebih yang sebagian besarnya berlokasi di pulau Jawa. Disamping itu, program kemitraan audit energi terus berjalan dan meningkat setiap tahun. Untuk mendukung penerapan mandatori dan hasil audit program kemitraan ini diperlukan layanan jasa konservasi energi yang bersifat profesional. Perusahaan yang melayani jasa konservasi energi atau Energy Service Company (ESCO).

Setelah melaksanakan audit energi, maka pengguna energi akan mengetahui upaya pengehematan yang dapat dilakukan. Penghematan energi yang diperoleh umumnya berasal dari rekomendasi langkah penghematan energi yang bersifat low cost (manajemen). Masih terbuka peluang untuk mencapai penghematan energi yang lebih besar jika rekomendasi medium cost dan high cost juga dilaksanakan. Dari sisi pendanaan saat ini telah dilakukan koordinasi dengan Bank di tingkat nasional dengan difasilitasi oleh Bank Indonesia untuk turut berperan meningkatkan aktivitas

konservasi energi melalui ESCO yang nantinya akan mendapat sertifikasi dari Ditjen Energi BaruTerbarukan dan Konservasi Energi.

2. Manufaktur Peralatan Hemat Energi

Penghematan Energi Sektor IndustriTeknologi Konservasi Energi yang sudah banyak

diterapkan di industri dapat dikelompokkan menjadi duabagian,yaituperalatanyangefisiendanprosesyangefisien.Peralatanyangefisienharganyarelatiflebih mahal, akan tetapi biaya energi yang dibutuhkan untuk pengoperasianya jauh lebih rendah. Peralatan efisienyangsudahbanyakdigunakandiindustriantaralain : Restrukturisasi mesin Waste Heat Recovery (WHR) boiler, variable speed drive, high COP Chiller dan high efficientmotor.

Penghematan Energi Sektor Bangunan KomersialSaat ini teknologi peralatan yang hemat energi

mulai banyak digunakan di bangunan komersial antara lain: lampu PLC (sebagai pengganti lampu pijar), high COP chiller dan variable speed drive untuk blower dan fan. Peluang melakukan penghematan energi di bangunan gedung dengan menggunakan peralatan hemat energi ini masih tetap terbuka, antara lain:

Tahun Unit 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025

Kapasitas MW 4 11 18 26 33 40 128 256

Produksi GWh 11 29 48 67 86 105 336 673

Investasi Juta $ 20 56 92 128 164 200 512 768


Pengurangan emisi Ton CO2 3.148 8.814 14.481 20.147 25.814 31.480 100.736 201.472

Rumah terlistriki buah 20.000 55.000 90.000 130.000 165.000 200.000 640.000 1.280.000

Tabel 4.6 Rencana Pengembangan Pembangkit Listrik Tenaga Energi Sinar Angin/Bayu (PLTB)



Peluang Investasi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi

• Penggunaan balas elektronik sebagai pengganti balas elektro magnetik

• Penggunaan lampu-lampu TL dengan efisiensitinggi

• Penggunaan AC split dengan COP di atas 3,5• Penggantian chiller COP di bawah 4, serta • Penggunaanmotorberefisiensitinggi

Penghematan Energi Sektor TransportasiPotensi konservasi energi di sektor transportasi

cukup besar, diperkirakan mencapai 35%. Peluang konservasi energi antara lain dengan penggunaan teknologimesinyanglebihefisiensertapeningkatansarana & prasarana transportasi umum.

Penghematan Energi Sektor Rumah TanggaData statistik menunjukkan sektor rumah tangga

menggunakan energi sebesar 13,17% dari total konsumsienergifinal.Olehkarenaitusektorrumahtangga ini perlu diperhatikan untuk meningkatkan upaya konservasi energinya. Sekitar 47% kebutuhan energi di rumah tangga berasal dari bahan bakar minyak. Selebihnya merupakan jenis energi yang dominan digunakan pada peralatan pemanfaat listrik di rumah tangga seperti : lampu penerangan, TV, AC, kulkas, kipas angin, pompa air, setrika dan lainnya.

3. Peningkatan Capacity Building di Bidang Konservasi EnergiTarget konservasi energi nasional sebesar 33,85%

pada tahun 2025 membutuhkan dukungan teknologi, sarana, pendanaan, dan juga kualitas sumber daya manusia yang memadai. Jumlah tenaga ahli konservasi energi di Indonesia masih terbatas, sehingga masih diperlukan peningkatan capacity building manajer energi, auditor energi, dan penyuluh penghematan energi.

4. LaboratoriumUjiTingkatEfisiensiEnergiSalah satu agenda konservasi energi adalah

labelisasi tingkat hemat energi pada beberapa peralatan pemanfaat energi utama yang banyak digunakan di semua sektor.

SEKTOR 2003 2004 2006 2007 2009 2010

PENDANAAN (PT. PLN) (PT. PLN)Rp. 2,4 Milyar

(APBN)Rp. 25 Milyar

(APBN)Rp. 4 Milyar

(APBN)Rp. 20 Milyar

(APBN)

PESERTA 5 industri dan 6 gedung

3 industri dan 6 gedung





TOTAL POTENSI

PENGHEMATAN

78,4 GWh = Rp. 50,8 Milyar= 70,6 Kilo Ton

CO2

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

CO2


CO2

519 GWh = Rp. 289 Milyar = 467.1 Kilo Ton

CO2

34 GWh = Rp. 23,8 Milyar

= 30 Kilo Ton CO2

-

TOTAL PENGHEMATAN

YANG DIPEROLEH

34,4 GWh = Rp. 22,2 Milyar

= 40 Kilo Ton CO2


CO2


CO2

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

CO2

Akan dilaksanakan Tahun 2010

-

Tabel 4.27Program Kemitraan Konservasi Energi


antangan Investasi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi EnergiT4.2

4.2.1 Tantangan Investasi Energi Baru

4.2.1.1 Energi Batubara TercairkanBatubara muda yang juga dikenal dengan nama

brown coal akan dikembangkan sebagai alternatif pengganti minyak bumi. Pemerintah Jepang serta para pengusaha Jepang yang tertarik dengan brown coal ini tengah bekerjasama dengan BPPT untuk mewujudkan impian tersebut. Pemerintah Jepang diwakili oleh NEDO (semacam lembaga kajian teknologi Jepang yang khusus menangani energi sedang perusahaan Jepang yang berpartisipasi adalah Nissho Iwai Corporation. PT. Tambang Batubara Bukit Asam rencananya akan membangun kilang batubara tercairkan di Sumatera Selatan dengan investasi sebesar US$5.2 billion.

South Africa’s Sasol Limited, produsen minyak sintetis terbesar di dunia telah mulai melakukan negosiasi pembangunan kilang batubara yang dicairkan senilai US$ 10 billion dengan PT Pertamina dan PT. Tambang Batubara Bukit Asam. Pada awal tahun 2010 telah ditandatangani MOU antara Pemerintah Indonesia dengan Sasol untuk memulai kajian kelayakan pembangunan kilang. Bila proyek berjalan sesuai rencana Sasol akan memproduksi bahan bakar sangat bersih berkualitas tinggi sebesar 80,000 barrels, tetapi diperkirakan kilang tersebut bahkan mempunyai kapasitas produksi sebesar 1,1 juta barrels setara bahan bakar minyak perhari. Bila semuanya berjalan sesuai rencana maka konstruksi kilang akan selesai pada akhir tahun 2014 dan milai produksi tahun 2015.

Terdapat empat lokasi yang potensial untuk

pembangunan kilang batubara yang dicairkan meliputi Musi Banyuasin di Sumatera Selatan yang memiliki cadangan sebesar 2,9 milyar ton batubara, dan Berau Kalimantan Timur dengan cadangan sebesar 3 milyar ton batubara.

4.2.1.2 Gas Metana Batubara• Belum adanya regulasi khusus dari pemerintah

mengenai GMB ini, sehingga investor belum tertarik untuk mengembangkan lapangan gas GMB.

• Jangka waktu komersialisasi produksi GMB lebih panjang serta jangka waktu produksi lebih pendekdibandingkan dengan gas bumi konvensional.

• Pengembangan GMB dalam bentuk cair

(LNG) masih terkendala belum tersedianya kilang LNG untuk mengkonversi GMB menjadi LNG.

• Kandungan kalori GMB lebih rendah dari LNG. Satu kaki kubik LNG bisa menghasilkan panas 1000-1.100 BTU (British Thermal Unit) setara dengan 250 kilo kalori, sementara GMB sekitar 900-950 BTU, sehingga harga jual GMB sedikit lebih rendah dari LNG, hal ini kurang menarik bagi pengembang.

• GMB diproduksi dengan cara terlebih dahulu merekayasa batu bara (sebagai reservoir) agar didapatkan cukup ruang sebagai jalan keluar gasnya. Proses rekayasa diawali dengan memproduksi air (dewatering) agar terjadi perubahan kesetimbangan mekanika. Setelah tekanan turun, gas batu bara akan keluar dari matriks batu baranya. Gas metana kemudian akan mengalir melalui rekahan batu bara (cleat) dan akhirnya keluar menuju lobang sumur. Proses dewatering tersebut menghasilkan limbah air yang memerlukan tempat pembuangan yang apabila dibuang ke perairan umum berpotensi mencemari lingkungan.

4.2.1.3 Tantangan Investasi Batubara Tergaskan• Teknologi gasifikasi batubara merupakan

teknologi yang relatif baru sehingga memerlukan investasi yang besar dalam pembangunannya (1.500-2.000 USD/kW).

• Belum ada kajian dan arahan dari pemerintah untukmenggunakanteknologigasifikasiinisebagai pilihan utama.

• Walaupun teknologi ini sudah populer di dunia, tetapi di dalam negeri tidak ada promosi dari lembaga riset tentang keunggulan dari teknologi ini.

• Belum ada kebijakan pemerintah pada tahap implementasi proyek pembangunan industri batubara tergaskan

• Belum terbentuk struktur pengguna maupun pengelola industri batubara tergaskan.

4.2.1.4 Tantangan Investasi Nuklir• Belum ada kebijakan pemerintah pada tahap

implementasi proyek pembangunan PLTN• Belum terbentuk struktur owner sebagai

lembaga pengelola penerapan PLTN


Tantangan Investasi Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi

• Masih kurangnya penerimaan masyarakat (public acceptance) terhadap pemanfaatan PLTN

• Investasi awal pembangunan PLTN relatif tinggi dibandingkan dengan investasi pembangkit konvensional

• Masih kurangnya kesadaran masyarakat akan pentingnya “green energy”.

4.2.1.5 Tantangan Investasi Hidrogen• Belum ada regulasi dan standarisasi dalam

pemanfaatan gas hidrogen terutama untuk transportasi.

• Belumadaidentifikasidanaksesyanglayakuntuk pengembangan energi hidrogen di sektor transportasi.

• Meskipun merupakan bahan bakar bersih, tetapi biaya produksi hidrogen masih tinggi.

• Masih perlu investasi yang tinggi untuk infrastruktur baru.

• Produksi bahan bakar hidrogen dari teknologi gasifikasi batubara memerlukan investasiyang besar dalam pembangunannya.

• Belum ada kajian dan arahan dari pemerintah untuk menggunakan gas hidrogen sebagai pengganti bahan bakar BBM.

• Cara peny impanan gas h idrogen membutuhkan konstruksi tangki bahan bakar yang berbeda dengan mobil biasa. Dalam bentuk gas, hidrogen adalah senyawa yangringan dan mudah hilang. Hidrogen 4 kali lebih cepat menguap dari metana dan 10 kali lebih cepat dari uap bensin. Akibatnya tangki harus didisain dari logam khusus.

• Cara penyimpanan pada hidrogen cair juga bisa dibilang kompleks. Karena konstruksi tangki tidak hanya harus tahan bocor, tetapi juga mampu menjaga agar hidrogen tetap dalam kondisi cair pada suhu -253oC. Untuk menjaga suhu rendah yang bisa membekukan air ini, diperlukan sistem pendukung. Untuk menemukan sistem pendukung yang praktis danefisien itulahyangsaat iniperluuntukdikembangkan.

4.2.2 Tantangan Investasi Energi Terbarukan

4.2.2.1 Tantangan Investasi Panas BumiDalam pengembangan panas bumi masih

terdapat beberapa kendala, diantaranya:1. 1. Investasi Panas Bumi membutuhkan biaya dan

teknologi yang tinggi dengan resiko yang tinggi pula

2. Potensi panas bumi berada dalam dalam kawasan hutan lindung dan hutan konservasi. Berdasarkan Undang-Undang No. 41 Tahun 1991 tentang Kehutanan dan Peraturan Pemerintah No. 68 tahun 1998 tentang Kawasan Suaka Alam dan Kawasan Pelestarian Alam, disebutkan bahwa :a. Tidak diperbolehkannya kegiatan operasi

panas bumi di kawasan hutan konservasib. Diperbolehkannya kegiatan operasi

panas bumi di kawasan hutan lindung namun diperlukan izin pinjam pakai yang membutuhkan waktu yang tidak pasti.

3. Belum ada standar Power Purchasing Agreement (PPA) dari PT. PLN (Persero) sebelum lelang yang mengatur term of condition after FS.

4. Data WKP Panas Bumi yang dilelang hasil Survei Pendahuluan belum bankable dan memungkinkan untuk dilakukan survei ulang oleh Badan Usaha.

5. Belum adanya kepastian waktu dan biaya dalam proses perizinan dan rekomendasi, diantaranya:a. Rekomendasi AMDAL dari Gubernur (mis.

Lap. Wayang Windu)b. Izin Penggunaan Air Tanah dan Air

Permukaan (mis. Lap. Dieng)c. Izin Lokasi dari Gubernur/Bupati (mis. Lap.

Bedugul)d. Izin Pinjam Pakai Lahan (mis. Lap. Kamojang)e. Izin Masuk Kawasan Hutan untuk Kegiatan

Eksplorasi dan Eksploitasi (mis. Lap. Kamojang)

f. Izin Tebang Pohon dari Dinas Kehutanan (mis. Lap. Wayang Windu)

6. Belum siapnya Pemerintah Daerah dalam melaksanakan proses lelang yang antara lain meliputi kesiapan anggaran, perangkat peraturan daerah dan SDM-nya

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


1. Pemerintah telah menerbitkan Permen ESDM No. 02/2011 tentang Penugasa Kepada PT PLN (Persero) Untuk Melakukan Pembelian Tenaga Listrik Dari Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi dan Harga Patokan Pembelian Tenaga Listrik oleh PT PLN (Persero) Dari Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi.

2. Untuk mengatasi permsalahan potensi panas bumi yang berada di kawasan hutan lindung dan hutan konservasi, telah dilakukan tindak lanjut, diantaranya :a. Telah dilakukan inventarisasi potensi panas

bumi di Indonesia, sebesar 70% berada di dalam kawasan hutan, yang terdiri dari :- Distribusi titik potensi dari Badan

Geologi : hutan lindung 17% & hutan konservasi 16 %

- Kapasitas potensi : hutan lindung 23% & hutan konservasi 21%

b. Telah dilakukan koordinasi antara DJEBTKE dengan Ditjen Perlindungan Hutan dan Konservasi Alam (PHKA) yang mengusulkan

untuk merevisi PP 68/1998 bahwa panas bumi sebagai jasa lingkungan karena untuk menjadi energi yang renewable panas bumi harus menjaga eko-lingkungannya

3. Untuk mengatasi tertundanya penandatangan PPA, saat ini disusun PPA Standar yang memuat term of condition sehingga dalam waktu yang singkat dapat segera ditandatangani. PPA Standar ini antara PT PLN dan pengembang, namun masih ada beberapa term of condition yang belum disepakati oleh kedua belah pihak.

4. Untuk memperlancar perizinan/rekomendasi, saat ini sedang dicari alternatif solusi/pemecahan yaitu akan dibuat SOP Perizinan/ Rekomendasi dalam bentuk Inpres yang menugaskan kepada Gubernur, Bupati/Walikota sesuai kewenangannya untuk memberikan kepastian dan jaminan jangka waktu dan biaya dalam pengurusan perizinan dan rekomendasi di daerah.

5. Untuk meningkatkan kompetensi dan kapabilitas Sumber Daya Manusia dalam melakukan pembinaan dan pengawasan pengusahaan




panas bumi, Pemerintah secara berkala dan kontinue melaksanakan diklat singkat, workshop, seminar yang melibatkan Pemerintah, daerah dan instansi terkait.

4.2.2.2 Aliran dan Terjunan AirPLTMH adalah pilihan utama teknologi pembangkit

listrik , walaupun demikian pertumbuhan investasi pembangunan PLTMH relatif lambat dibandingkan dengan pembangkit listrik dengan sumber energi fosil. Energi Hidro pada tahun 1970 menduduki posisi tertinggi dalam bauran sumber energi pembangkit listrik, tetapi tahun-tahun berikutnya jauh tertinggal oleh pembangkit listrik dengan bahan bakar minyak bumi. Pada saat harga minyak bumi dunia yang murah dan kebijakan subsidi energi yang tidak proporsional, menempatkan pemanfaatan energi hidro kalah bersaing terhadap sumber energi fosil. Saat ini situasi sudah berubah, kenaikan harga BBM dunia menyadarkan berbagai pihak untuk kembali memanfaatkan sumber energi hidro. Walaupun demikian masih banyak kendala yang dihadapi pihak swasta untuk melakukan investasi, yaitu antara lain :- Dibutuhkan kebijakan harga energi nasional yang

melindungiinvestasiPLTMHterhadapfluktuasiharga bahan bakar fosil.

- Selain dari penetapan harga yang adil, dibutuhkan juga skema jaminan pembelian dari pemerintah untuk menghindari praktek oligopoly (sedikit pembeli) yang tidak sehat. Jaminan ini sangat dibutuhkan oleh pihak penyandang dana seperti perbankan dan lembaga keuangan lainnya.

- Pengusahaan energi hidro sangat dipengaruhi kondisi sosial, politik, keamanan wilayah. Konsistensi kebijakan dan penegakan aturan akan mempengaruhi indeks resiko investasi yang akan mempengaruhi tingkat premi resiko yang harus dibayar oleh kreditor, yang pada akhirnya mempengaruhi suku bunga kredit yang harus dibayar investor.

- Walaupun turbin PLTMH produksi lokal sudah diakui bernilai tinggi, tetapi kapasitasnya masih di bawah 1 MW. Oleh karena itu masih perlu dukungan riset dan pengembangan turbin, serta kemampuan manufaktur lokal untuk memproduksi turbin dengan daya lebih dari 500kW.

- Potensi energi hidro umumnya berada di wilayah hutan yang belum memiliki infrastruktur transportasi yang memadai, sehingga biaya total investasi menjadi besar dan menjadi tidak layak.

- PLTMH memanfaatkan sumber daya air dari hutan yang dikuasai negara atau masyarakat adat . seringkali pembangunan PLTMH terhambat karena kesulitan memperoleh perijinan dari berbagai pihak. Oleh karena itu dibutuhkan lembaga mediasi (clearing house).

- untuk mempertemukan berbagai pihak yang memiliki pengaruh penting dalam percepatan investasi PLTMH.

- Keberlanjutan PLTMH sangat tergantung dari kelestarian sumber daya air, oleh karena itu pembangunan PLTMH harus dilindungi oleh kebijakan penggunaan sumber daya air dan tata ruang yang menjamin ketersediaan air.

4.2.2.3 BioenergiBiofuel diharapkan memberikan kontribusi yang

cukup berarti dalam mencapai keamanan suplai energi dalam negeri, yaitu sebesar 5% dari total energy-mix nasional pada tahun 2025. Untuk mewujudkan target ini terutama membutuhkan lahan yang cukup luas.

Trade-off antara energi dan pangan berkaitan dengan keterbatasan lahan. Penggunaan lahan untuk biofuel dalam skala besar dikhawatirkan menghabiskan lahan-lahan potensial yang juga dibutuhkan untuk perluasan lahan pangan di masa depan.

Dalam hal rencana perluasan lahan, target yang ditetapkan dalam Blueprint BBN sampai tahun 2010 yaitu seluas minimal 5,25 juta ha: untuk sawit 1,5 juta ha, jarak pagar 1,5 juta ha, ubi kayu 1,5 juta ha dan tebu 750 ribu ha pada lahan yang belum dimanfaatkan . Melihat perkembangan perluasan tanaman biofuel yang terjadi sampai saat ini, kemungkinan besar target perluasan lahan tersebut akan dapat dicapai. Namun demikian perlu diingat, biofuel merupakan komoditas yang dikendalikan oleh mekanisme pasar - termasuk pasar internasional. Dalam hal minyak sawit Indonesia merupakan produsen kedua terbesar setelah Malaysia. Sawit adalah tanaman penghasil minyak paling produktif sehingga sawit menjadi tanaman paling potensial untuk memenuhi peningkatan permintaan biofuel internasional. Produksi minyak sawit dunia diharapkan meningkat dua kali lipat untuk memenuhi peningkatan permintaan biofuel. Bahkan dalam prediksinya sampai tahun 2050, FAO memprediksikan pertumbuhan produksi minyak sawit untuk energi sebesar 3,2% per tahun, sedangkan pertumbuhan produksi minyak sawit untuk pangan hanya diprediksikan 1,5% per tahun.


Sementara itu sawit hanya tumbuh di tanah tropis dimana di antara negara-negara tropis Indonesia memiliki potensi perluasan lahan paling besar. Sehingga, peningkatan permintaan tersebut sebagian besar akan tertuju ke Indonesia. Bahkan Indonesia diramalkan akan menjadi produsen minyak sawit terbesar di dunia. Permintaan minyak sawit untuk energi ini potensi lahan pengembangan yang sangat luas.

Dari uraian di atas dapat diduga bahwa pelaku industri akan cenderung lebih melihat tarikan pasar internasional sehingga perluasan lahan perkebunan kelapa sawit tampaknya akan melampaui target yang ditetapkan dalam Blueprint BBN. Kecenderungan tersebut telah mulai teramati saat ini. Luas lahan kelapa sawit diprediksikan mencapai 13,75 juta ha pada tahun 2020. Sedangkan berdasarkan usulan-usulan pengembangan baru kebun kelapa sawit oleh pemerintah daerah (pemda) di Indonesia, total telah dialokasikan 20 juta ha lahan untuk sawit. Angka ini jauh lebih besar dibandingkan sasaran perluasan lahan sawit untuk biofuel dalam Blueprint BBN yaitu 1,5 juta hektar pada tahun 2010.

Dalam pengembangan biomassa dan biogas masih biaya investasinya masih tinggi, selain itu teknologi dalam pengembangannya masih perlu dikembangkan. Kesadaran masyarakat untuk memanfaatkan biogas juga masih minim.

4.2.2.4 Sinar MatahariPLTS dapat diterapkan hampir di semua wilayah

yang membutuhkanlistrik, perangkat PLTS mudah diperoleh di pasar umum, mudah dipasang dan dioperasikan oleh masyarakat awam. Tetapi karena biaya investasi yang tinggi, kontribusi penggunaan PLTS terhadap konsumsi tenaga listrik nasional masih sangat rendah. Walaupun listrik dari PLTS termasuk skema pembangkit listrik dari energi terbarukan yang memperoleh insentif untuk dijual ke PLN, tetapi harga beli yang ditetapkan masih jauh di bawah harga pokok produksi listrik tenaga surya. Sehingga kebijakan pemerintah tersebut tidak akan banyak memacu pertumbuhan investasi pengusahaan PLTS. Beberapa kendala pengusahaan PLTS yang lainnya adalah sebagai berikut :

• Biaya investasi PLTS relatif besar dan kebanyakan penduduk miskin di daerah terpencil tidak memiliki dana tunai untuk melakukan investasi PLTS. Oleh karena itu dibutuhkan skema kredit yang sesuai;

• Masyarakat umumnya berpandangan bahwa perangkat PLTS adalah produk impor, padahal hanya komponen panel surya yang belum diproduksi komersial di Indonesia.

Oleh karena itu penumbuhan industri panel surya lokal menjadi sangat strategis dalam pengembangan PLTS;

• Perangkat PLTS sudah banyak tersedia di pasar bebas, tetapi kualitas barang belum diawasi sehingga banyak juga beredar panel surya dengan kualitas rendah dan mengecewakan konsumen. Selain merusak citra kehandalan PLTS, beredarnya panel surya yang murah tetapi tidak berkualitas menyebabkan persaingan tidak sehat di pasar;

• Bantuan pemerintah berupa hibah unit PLTS menimbulkan distorsi komersialisasi;

• Belum ada kebijakan “Feed in Tariff” yang menarik untuk skema PLTS yang terkoneksi kepada jaringan PLN.

4.2.2.5 AnginPembangkit Listrik Tenaga Bayu (PLTB)

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

yang komperhensif; - Belum ada pihak swasta yang melakukan investasi

dalam pembangunan PLTB;- Belum ada insentif yang cukup berarti bagi

pengembangan industri yang berorientasi pada



pemanfaatan energi angin;- Belum ada mekanisme insentif untuk pengguna

energi terbarukan khususnya PLTB;- Investasi pembangkit PLTB relatif tinggi (harga

energi masih tinggi) di bandingkan dengan investasi pembangkit konversional ;

- Belum terdapat kelembagaan yang memadai dan belum ada keseragaman kebijakan diantara departmen untuk pengelolaan penerapan PLTB;

- Masih kurangnya edukasi/sosialisasi aplikasi PLTB ke masyarakat.

4.2.2.6 Tantangan Investasi Gerakan dan Perbedaan Suhu Lapisan Air Laut

• Energi pasang surut skema bendungan memiliki biaya modal yang sangat tinggi, meski memiliki biaya operasi yang rendah. Akibatnya, skema pembangkit pasang surut mungkin tidak menghasilkan keuntungan selama bertahun-tahun, dan investor mungkin enggan untuk berpartisipasi dalam proyek seperti itu.

• Pembangunan bendungan di sebuah muara memiliki efek yang cukup besar atas air di dalam penampungan dan terutama ekosistem. Beberapa pemerintah di negara lain enggan untuk memberikan persetujuan untuk pembangunan waduk pasang surut. Melalui penelitian yang dilakukan pada lokasi pembangkit pasang surut, telah ditemukan bahwa waduk pasang surut yang dibangun di mulut muara menimbulkan ancaman lingkungan yang mirip seperti bendungan-bendungan besar. Pembangunan fasilitas pasang surut yang besar mengubah arus masuk dan keluar air laut dari muara, yang mengubah hidrologi dan salinitas dan mungkin mempengaruhi mamalia laut yang menggunakan muara sebagai habitat mereka.

• Efisiensi mengubah gerakan gelombangmenjadi listrik masih relatif rendah. Secara umum, daya gelombang tersedia dalam kecepatan rendah. Generator listrik yang banyak tersedia beroperasi pada kecepatan yang lebih tinggi, dan kebanyakan turbin juga memerlukan aliran konstan dan tunak.

• Bahan-bahan untuk perangkat pembangkit energi gelombang yang dapat menahan kerusakan dari badai dan korosi air asin masih

relatif sukar dan berharga mahal. • Kemungkinan kegagalan bersumber dari

bearing yang tidak kuat atau sambungan las yang patah pada konstruksi.

• Wave farm dapat mengakibatkan perpindahan nelayan komersial, mengubah pola/rantai makanan wilayah pantai, dan mungkin memiliki potensi bahaya navigasi. Perangkat penangkap energi gelombang yang berada di dekat pantai juga berpotensi menimbulkan polusi suara. Sementara untuk perangkat yang berada di lepas pantai, potensi bahaya navigasi merupakan ancaman utama. Diperlukan diskusi intensif dengan badan yang mengurusi masalah ini untuk meminimalisir akibat yang tidak diinginkan. Pengalaman yang telah diperoleh dari industri lepas pantai lain, seperti eksplorasi minyak, dapat menjadi masukan berharga dalam perencanaan peralatan penangkap energi gelombang.

• Efisiensi sistemOTEC secara keseluruhanyang masih rendah memberi implikasi ekonomi dan dampak lingkungan yang perlu dipertimbangkan. Masalah lain terdapat pada fluidakerjaataurefrigeranyangdigunakanpada sistem tertutup memiliki potensi untuk bocor. Plant OTEC juga memerlukan sejumlah khlor untuk mencegah fouling pada penukar panas yang terus dilewati air laut. Bila jumlah khlor dan refrigeran yang lolos dari sistem melewati ambang batas yang aman, maka kehidupan biota laut dekat plant akan terganggu. Masalah ini pada gilirannya akan memicu permasalahan sosial yang lebih luas bila lokasi plant berdekatan dengan pantai yang dihuni oleh masyarakat.

• Pembangkit listrik OTEC memerlukan investasi modal yang cukup besar di awal. Berbagai upaya untuk mengembangkan mesin panas (heat engine) yang berbiaya rendah untuk mengeksploitasi perbedaan temperatur untuk penyediaan energi terus dilakukan. Peneliti OTEC berpendapat bahwa perusahaan-perusahaan sektor swasta mungkin akan enggan untuk membuat investasi awal yang sangat besar yang diperlukan untuk membangun pabrik skala besar kecuali harga bahan bakar fosil meningkat tajam atau sampai pemerintah


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

4.2.3 Tantangan Investasi Konservasi Energi1. Regulasi implementatif yang merupakan

turunan dari PP No 70 tahun 2009 tentang Konservasi Energi belum sepenuhnya ada.

2. Biaya investasi yang tinggi untuk melakukan konservasi energi.

3. Konservasi energi belum menjadi isu yang penting di sebagian besar kalangan pengguna energi.

4. Insentif dan pendanaan konservasi energi masih terbatas

5. Harga energi belum dapat mendorong masyarakat pengguna energi untuk berperilaku hemat

6. Wilayah aktivitas konservasi energi bersifat lintas Kementerian

7. Pengetahuan dan pemahaman pengguna energy terhadap kebijakan, peraturan dan program Konservasi Energi masih terbatas,

8. Kelayakan investasi di bidang Konservasi Energi yang dapat menurunkan biaya produksi / operasional kurang dipahami,

9. Informasi teknis mengenai langkah Konservasi Energi yang efektif serta keberhasilan penerapannya belum terdistribusi secara meluas,

10. Belum tersedia “one stop access” informasi teknis Konservasi Energi


4.3.1 Program Pengembangan Energi Baru

4.3.1.1 Gas Metana Batubara (Coal Bed Methane)Pengembangan GMB direncanakan akan dimulai

pada tahun 2011 sebesar 4,25 MMSCfD atau setara 10,6 MW yang dikembangkan dari 5 Wilayah Kerja, sesuai Tabel 4.8 dibawah ini.

Pengembangan GMB selanjutnya direncanakan pada tahun 2015 diperkirakan dapat memproduksi 500 MMSCfD, tahun 2020 diperkirakan dapat memproduksi 1.000 MMSCfD, tahun 2025 diperkirakan dapat memproduksi 1.500 MMSCfD. Setiap satu (1) MMSCfD setara dengan 2,5 MW, jadi untuk tahun 2025 produksi GMB sebesar 1.500 MMSCfD setara dengan 3.750 MW.

Pengembangan Pembangkit Tenaga Listrik GasifikasiBatubarajugamendapatperhatianseriusPTPLN (Persero) dalam meningkatkan pasokan tenaga listrik nasional, sebagaimana table 4.9.

Investasi yang dibutuhkan untuk implementasi pengembanganPembangkitTenagaListrikGasifikasiBatubara, di cantumkan sebagaimana tabel 4.10

rogram Pengembangan Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi EnergiP4.3

Tabel 4.8 Produksi GMB pada tahun 2011

Wilayah Kerja MMSCfD SETARA dalam MW

GMB Tanjung Enim 1 2,5

GMB Sangatta I 1 2,5

GMB Sekayu 1 2,5

GMB Barito Banjar II 0,25 0,625

GMB Pulang Pisau 1 2,5

Jumlah 4,25 10,6

Tabel 4.9 ProgramPengembanganPembangkitEBTSkalaKecilPLTGasifikasiBatubara

No Pembangkit EBT SatuanTahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Total

1 PLTGasifikasiBatubara 15 15 15 15 25 25 25 30 30 195

Sumber: RUPTL PT PLN (Persero) 2010-2019

Tabel 4.10 BiayaPengembanganPembangkitEBTSkalaKecilPLTGasifikasiBatubara

No Pembangkit EBTAsumsi

Investasi US$/kW

Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Total

1 PLTGasifikasiBatubara 2000 30 30 30 30 50 50 50 60 60 390



4.3.1.3 Nuklir

Salah satu lokasi yang dapat dikembangkan untuk pembangunan PLTN adalah di Provinsi Bangka Belitung. Pembangunan PLTN di Bangka Belitung dilakukan dengan alasan sebagai berikut:a. Kondisi tofografi dan struktur tanah yang

mendukung pembangunan PLTN. Seperti diketahui bahwa Provinsi Bangka Belitung merupakan salah satu propinsi yang kurang terpengaruh oleh pergerakan lempeng tektonik yang dapat menimbulkan gempa bumi, sehingga pembangunan PLTN di wilayah ini diperkirakan akan meminimalkan risiko PLTN terhadap gempa bumi.

b. Adanya keinginan masyarakat dan Pemerintah Daerah untuk menjadikan Bangka Belitung sebagai lumbung energi, khususnya listrik. Pemerintah Daerah Bangka Belitung bercita-cita untuk menjadikan wilayah ini sebagai lumbung energi khususnya listrik karena wilayah ini sangat potensial sebagai salah satu lokasi PLTN di Indonesia guna memenuhi kebutuhan listrik Jawa-Bali dan Sumatera.

c. Adanya dukungan masyarakat Bangka Belitung untuk menjadikan Bangka Belitung sebagai lokasi PLTN pertama di Indonesia. Pemerintah Daerah dan masyarakat Bangka Belitung saat ini mendukung wilayah ini sebagai lokasi PLTN pertama di Indonesia. Kondisi ini mungkin akan bergeser di kemudian hari seiring dengan perubahan sosial-politik di wilayah ini. Namun keberhasilan pembangunan dan pengoperasian PLTN diperkirakan akan meminimalkan perubahan tersebut.

4.3.2 Program Pengembangan Energi Terbarukan

4.3.2.1 Program Pengembangan Panas BumiDalam rangka meningkatkan pemanfaatan

energi berbasis panas bumi, Pemerintah berencana menetapkan 9 Wilayah Kerja Panas Bumi (WKP) baru dengan potensi sumber daya sebesar 1.334Mwe.

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

Tabel 4.11Rencana Penetapan WKP 2011

No Nama Wilayah Provinsi Potensi (MW)

1 BonjolSumatera

Barat200

2 Danau RanauSumsel - Lampung

210

3 Mataloko NTT 63

4 Ciremei Jawa Barat 150

5 Gn. Endut Banten 80

6 Sembalun NTB 120

7 Wai Ratai Lampung 194

8 Simbolon SamosirSumatera

Utara225

9 TelomoyoJawa

Tengah92

Total 1334


Tabel 4.12 Program Pengembangan PLTP di Indonesia

Nama Pembangkit Satuan 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

PLN - Sistem Sumatera

Proyek on Going

Ulubelu #1, 2 MW 55 55 - - - - - - -

Hululais #1, 2 (FTP 2) MW - - 55 55 - - - - -

Sungai Penuh (FTP 2) MW - - 55 55 - - - - -

PLN - Sistem Sulut Gorontalo

Proyek on Going

Lahendong IV MW 20 - - - - - - - -

IPP - Sistem Jawa Bali

Program Pengembangan Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi

Rencana

Program Percepatan Tahap 2

MW - 175 415 1380 - - - - -

Baru MW - - 10 - 30 220 330 325 370

IPP - Sistem Sumatera

Rencana

Ulubelu #3,4 (FTP 2) MW - - 55 55 - - - - -

Lumut Balai (FTP 2) MW - - 110 110 - - - - -

Seulawah (FTP 2) MW - - - 55 - - - - -

Sarulla I (FTP 2) MW - - 220 110 - - - - -

Rajabasa (FTP 2) MW - - - 220 - - - - -

Muara Laboh (FTP 2) MW - - - 220 - - - - -

Rantau Dedap (FTP 2) MW - - - 220 - - - - -

Sarulla II (FTP 2) MW - - - 110 - - - - -

Wai Ratai MW - - - - - - - - 55

Pusuk Bukit MW - - - - - - - 55 55

Sorik Merapi (FTP 2) MW - - - 55 - - - - -

Sipaholon MW - - - - - - - 55

G. Talang MW - - - - - - - 20 -

Suoh Sekincau MW - - - - - - - 55 55

Danau Ranau MW - - - - - - - - 110

IPP - Sistem Sulut Gorontalo

Rencana

Lahendong V (FTP 2) MW - - 20 - - - - - -

Lahendong VI (FTP 2) MW - - 20 - - - - - -



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

Nama Pembangkit Kapasitas (MW) Tahun Operasi

Proyek Rencana

PLTP Cibuni 10 2014

PLTP Dieng

1 x 55,0 2013

1 x 60 2014

2 x 55 2018-2019

PLTP Ungaran1 x 55,0 2014

1 x 30 2015

PLTP Rawa Dano 1 x 110,0 2014

PLTP Tangkuban Perahu I 2 x 55 2014

PLTP Tangkuban Perahu II 2 x 30 2014

PLTP Patuha 3 x 60 2013-2014

PLTP Bedugul1 x 10,0 2013

3 x 55 2016-2018

PLTP Kamojang1 x 60 2013

1 x 40 2013

PLTP Salak 1 x 40 2013

PLTP Darajat 2 x 55 2012, 2013

PLTP Wayang Windu

1 x 120 2012

1 x 120 2014

1 x 50 2018

PLTP Karaha Bodas1 x 30 2013

2 x 55 2014

PLTP Guci1 x 55,0 2014

1 x 55,0 2017

PLTP Ijen 2 x 55 2014

PLTP Wilis/Ngebel1 x 55,0 2013

2 x 55 2014

PLTP Batu Kuwung 1 x 55,0 2019

1 x 110,0 2020

PLTP Endut 2 x 110,0 2019-2020

PLTP Mangunan1 x 30 2019

1 x 55,0 2020

PLTP Baturaden 2 x 110,0 2014

PLTP Arjuno Welirang 2 x 55 2018-2019

PLTP Iyang Argopuro1 x 55,0 2014

2 x 110,0 2016, 2017


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


PLTP Bora (FTP2) 1 x 5,0 2014

PLTP Danau Ranau 2 x 55 2018, 2019

PLTP G. Talang 1 x 20,0 2018


4.3.2.2 Program Pengembangan Energi Aliran dan Terjunan Air, Surya dan Angin

Program pengembangan energi aliran dan terjunan air, surya dan angin difokuskan untuk percepatan elektrifikasinasional,dimanasaatini(2010)rasioelektrifikasimasihmencapai67,15%.

Gambar 4.3 RasioElektrifikasiNasional


PLTP Citaman Karang1 x 10,0 2019

1 x 10,0 2020

PLTP Gn Papandayan 2 x 55 2018-2019

PLTP Tampomas 1 x 45 2014

PLTP Cisolok-Sukarame1 x 50 2014

2 x 55 2017-2018

Proyek Rencana-Lanjutan

PLTP Atadei (FTP2) 1 x 5,0 2014


Umumnya, sekitar 32,85% masyarakat yang belum menikmati aliran listrik merupakan masyarakat yang tinggal di daerah yang secara geografis tersebar berada di perdesaan maupun yang terisolasi/remote area yang tidak ekonomis bila kebutuhan energi listriknya dipasok oleh jaringan PLN karena biaya pokok penyediaan tenaga listriknya akan menjadi besar.

Dalam hal ini, PT PLN (Persero) memfokuskan pengembangan pembangkit energi terbarukan skala menengah sebagaimana pada Tabel 4.14.

Tabel 4.14Rencana Pengembangan Pembangkit Energi Aliran dan Terjunan Air, Surya dan Angin


2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Total

1 PLT Surya MWp 5 5 10 15 30 30 30 30 30 185

2 PLT Bayu MW 5 5 8 8 8 10 10 10 10 74

3 PLTMH MW 21 53 110 140 116 120 125 135 140 960


Investasi US$/kW

Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Total

1 PLT Surya 5000 25 25 50 75 150 150 150 150 150 925

2 PLT Bayu 3000 15 15 24 24 24 30 30 30 30 222

3 PLTMH 2400 50 127 264 336 278 288 300 324 336 2304


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

Tabel 4.15 Biaya Pengembangan Pembangkit Energi Aliran dan Terjunan Air, Surya dan Angin


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



Tabel 4.16 (1/2)Program Pengembangan PLTA di Indonesia


PLN - Jawa Bali

Rencana

Kesamben MW - - - - - - 37 - -

Kalikonto 2 MW - - - - - 62 - - -

PLN - Sistem Sumatera

Rencana

Peusangan 1-2 MW - - 86 - - - - - -

Asahan III (FTP 2) MW - - 174 - - - - - -

Marangin MW - - - - - 175 175 - -

PLN - Sistem Kalimantan Barat

Rencana

Nanga Pinoh MW - - - - - - - 98 -

PLN - Sistem Kalselteng Kaltim

Rencana

Kusan - - - - 65 - - - -

PLN - Sistem Sulsel

Rencana

Bakaru II MW - - - - - - - - 126

Poko MW - - - - - - - - 117

IPP - Jawa Bali

Rajamandala MW - - - 47 - - - - -

Jatigede MW - - - 110 - - - - -

IPP - Sistem Sumatera

Rencana

Wampu MW 45

Lawe Mamas MW 60 30

Asahan #4,5 MW 60

Simpang Aur MW 29

IPP - Sistem Sulut Gorontalo

Rencana

Sawangan MW - - - - 16 - - - -



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


IPP - Sistem Sulsel

Proyek on Going

Poso (transfer ke selatan)

MW 145 - - - - - - - -

Rencana

Bonto Batu MW - - - - - 100 - - -

Malea MW - - - - - 90 - - -


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


Proyek on Going

PLTM Hutaraja 2 x 2,3 2010

PLTM Manggani 1 x 1,1 2010

PLTM Parlilitan 3 x 2,5 2010

PLTM Ranteballa 2 x 1,2 2010

PLTM Silau 2 3 x 2,5 2010

PLTM Goal 2 x 0,8 2011

PLTM Lebong 4 x 3,0 2011

PLTM Manipi/Tangka I 1 x 3,5 2011

PLTM Manipi/Tangka II 1 x 6,5 2011

PLTM Manna 2 x 2,0 2011

PLTM Parluasan 2 x 2,1 2011

Proyek Rencana

PLTM Bambalo III 1 x 2,3 2013

PLTM Batubota 1 x 2,5 2013

PLTM Bayang 2 x 3,0 2012

PLTM Belengan 1 x 1,2 2013

PLTM Biak I 1 x 1,5 2013

PLTM Biak II 1 x 1,3 2013

PLTM Biak III 1 x 1,2 2013

PLTM Bunta 1 x 2,5 2014

PLTM Duminanga 1 x 0,5 2013

PLTM Fatimah 1 x 1,4 2012

PLTM Gumanti 2 x 5,0 2012

PLTM Guning Tujuh 2 x 4,0 2012

PLTM Guntung 1 x 0,6 2012




PLTM Hek 1 x 2,5 2012

PLTM Ibu 1 x 1,0 2012

PLTM Kambahan 1 x 1,5 2012

PLTM Kambaniru 1 x 2,0 2012

PLTM Karai-1 1 x 10,0 2013

PLTM Karai-12 1 x 6,0 2013

PLTM Karai-7 1 x 6,7 2013

PLTM Kokok Putih 1 x 3,8 2011

PLTM Kotaraya 1 x 0,8 2013

PLTM Lambangan 1 x 3,2 2014

PLTM Lubuk Gadang 1 x 4,0 2012

PLTM Mampueno/Sakita 1 x 1,2 2013

PLTM Milangodaa I 1 x 0,7 2013

PLTM Muara Sako 1 x 2,5 2012

PLTM Ngaoli 1 x 2,0 2012

PLTM Pakkat 2 x 5,0 2012

PLTM Pekasalo 1 x 1,2 2013

PLTM Sawidago I 1 x 2,0 2015

Proyek Rencana-Lanjutan

PLTM Sikarban 1 x 1,4 2012

PLTM Sinamar 2 x 5,0 2012

PLTM Sumpur 1 x 2,0 2012

PLTM Tarabintang 2 x 5,0 2012

PLTM Tarusan 1 x 3,0 2012

PLTM Telun Berasap 2 x 3,0 2012

PLTM Wai Nibe 4 x 1,3 2012-2017

PLTM Wai Tina 2 x 1,5 2012-2018

PLTM Wanokaka 1 x 1,6 2011

PLTM Wawopada 1 x 3,6 2013

Tabel 4.17 (2/2)Program Pengembangan PLTM IPP (Swasta)



4.3.2.3 Bioenergi

4.3.2.3.1 PLT BiomasaPengembangan bioenergi difokuskan untuk

penyediaan pasokan tenaga listrik, diantaranya adalah:

1. Pembangkit listrik sampah kota,2. Pembangkit listrik industri hasil pertanian,3. Pembangkit listrik industri gulaPengembangan listrik sampah kota disesuaikan

dengan kondisi dan lokasi TPA sampah, sebagaimana pada Tabel 4.13.

Tabel 4.18 (1/2)Pengembangan PLT Sampah Kota

No Nama Kota Jumlah Penduduk(Orang)

Potensi Sampah(ton/hari)

Nama TPA

1 DKI Jakarta 9.703.000 8.733 Bandar GebangSumur Batu

2 Batam 636.729 450 Telaga Punggur

3 Kota Semarang 1.495.000 1.345 Jatibarang

4 Kota Palembang 1.301.000 1.171 SukawinataKarya Jaya

5 Kota Surabaya 2.847.000 2.562 Benowo

6 Kota Padang 758.000 682 Air Dingin

7 Kota Pontianak 490.000 340 Batu Layang

8 Kota Medan 2.014.000 1.812 Namo BintangTerjun

9 Kota Bogor 3.600.000 3.240 Galuga

10 Kota Malang 846.000 761 Supit Urang

11 Kota Depok 1.352.000 1.217 Cipayung

12 Kota Jogya, Sleman, Bantu; 2.408.000 2.000 Ngablak-Piyung

13 Kota Jambi 437.170 100 Talang Gulo

14 Kota Samarinda 550.000 400 Bukit Pinang

15 Kab. Bogor 3.600.000 3.240 Pondok Rajeg

16 Kab. Tangerang 3.048.000 2.743 Jatiwaringin

17 Kota Sukabumi 2.210.000 1.989 Cigundul

18 Kab. Garut 2.050.000 1.844 Basir Bajing

19 Bali 1.896.000 445 SarbagitaSingaraja

20 Kota Madiun 679.841 612 Winongo

21 Kab. Jember 2.346.000 2.112 Pakusari

22 Kab. Cianjur 1.958.000 1.762 Pasir SembungPasir Bungur

23 Kab. Malang 2.469.000 2.222 Talang AgungRandu Agung

24 Kab. Sidoarjo 1.742.000 1.568 Desa Kupang

25 Kota Balikpapan 495.314 400 Manggar



No Nama Kota Jumlah Penduduk(Orang)

Potensi Sampah(ton/hari)

Nama TPA

26 Kab. Banyuwangi 1.670.000 1.503 BulusanRogojambi

27 Kota Bandung 2.349.000 2.114 Leuwi Gajah

28 Kota & Kab. Tegal 3.910.000 3.519 Sarimukti

29 Kota & Kab. Cirebon 2.236.000 2.012

30 Kota Tangerang 1.502.000 1.352 Rawakucing

31 Kab. Purwakarta - Ciwarung

32 Surakarta, Klaten & Boyolali 2.719.000 2.447

33 Kota & Kab. Tegal 1.650.000 1.485

34 Kota & Kab. Pasuruan 1.350.000 1.215

35 Kota & Kab. Probolinggo 1.450.000 1.300

36 Kota & Kab. Kediri 1.360.000 1.224

37 Kota Pakanbaru 670.000 603

38 Kota Bandar Lampung 782.000 703

39 Kota Makasar 1.143.000 1029

Tabel 4.18 (2/2)Pengembangan PLT Sampah Kota

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

Tabel 4.19 (1/3)Pengembangan PLT Industri Gula

Wilayah Nama PerusahaanKapasitas(ton/hari)

SUMATERA UTARA

1 PG. Kwala Madu, Binjai 3,941

2 PG. Sei Semayang, Deli Serdang 3,998

SUMATERA SELATAN

3 PG. Cinta Manis, Ogan Komering Ilir 5,023

LAMPUNG

4 PG. Bunga Mayang, Lampung Utara 5,979

5 PG. Gunung Madu, Lampung Tengah 11,432

6 PG. Gula Putih Mataram, Lampung Tengah 12,124

7 PG. Sweet Indo Lampung, Lampung Utara 10,539

JAWA BARAT

8 PG. Kadipaten, Majalengka 1,171




9 PG. Jatiwangi, Majalengka 1,050

10 PG. Gempol, Cirebon 1,200

11 PG. Sindanglaut, Cirebon 1,780

12 PG. Karang Suwung, Cirebon 1,334

13 PG. Tersana Baru, Cirebon 3,015

14 PG. Jatitujuh, Majalengka 4,045

15 PG. Subang, Subang 2,852

JAWA TENGAH

16 PG. Banjaratma, Brebes 2,000

17 PG. Jatibarang, Brebes 2,000

18 PG. Pangka, Tegal 1,772

19 PG. Sumberharjo, Pemalang 1,798

20 PG. Sragi, Pekalongan 3,184

21 PG. Cepiring, Kendal 1,750

22 PG. Rendeng, Kudus 2,520

23 PG. Mojo, Sragen 2,726

24 PG. Tasikmadu, Karanganyar 3,218

25 PG. Colomadu, Karanganyar 1,300

26 PG. Ceperbaru, Klaten 1,350

27 PG. Gondangbaru, Klaten 1,452

28 PG. Kalibagor, Banyumas 1,250

29 PG. Pakisbaru, Pati 2,765

30 PG. Trangkil, Pati 3,267

31 PG. Madukismo, Bantul 3,100

JAWA TIMUR

32 PG. Krian, Sidoarjo 1,500

33 PG. Watutulis, Sidoarjo 2,085

34 PG. Tulangan, Sidoarjo 1,287

35 PG. Krembong, Sidoarjo 1,446

36 PG. Gempolperet, Mojokerto 5,742

37 PG. Jombangbaru, Jombang, 2,187

38 PG. Cukir, Jombang 2,897

39 PG. Lestari, Nganjuk 3,529

40 PG. Merican, Kediri 2,515

41 PG. Pesantren Baru, Kediri 5,607

42 PG. Ngadirejo, Kediri 5,615




43 PG. Mojopanggung,Tulungagung 2,521

44 PG. Sudono, Ngawi 2,289

45 PG. Purwodadi, Magetan 1,946

46 PG. Rejosari, Magetan 1,814

47 PG. Pagottan, Madiun 2,084

48 PG. Kanigoro, Madiun 1,729

49 PG. Kedawung, Pasuruan 2,194

50 PG. Wonolangan, Probolinggo 1,199

51 PG. Gending, Probolinggo 1,305

52 PG. Pajarakan, Probolinggo 1,117

53 PG. Jatiroto, Lumajang 5,762

54 PG. Semboro, Jember 4,515

55 PG. Pe Maas, Situbondo 838

56 PG. Wringinanom, Situbondo 1,084

57 PG. Olean, Situbondo 963

58 PG. Panji, Situbondo 1,573

59 PG. Asembagus, Situbondo 2,365

60 PG. Prajekan, Bondowoso 2,532

61 PG. Rejoagung Baru, Malang 3,900

62 PG. Kreber Baru,Malang 7,000

63 PG. Candi,Sidoarjo 1,700

64 PT. Tri Guna Gina, Malang 3,698

KALIMANTAN SELATAN

65 PG. Pelaihari, Tanah Laut 3,862

SULAWESI UTARA

66 PG. Tolangohula Gorontalo 8,000

SULAWESI SELATAN

67 PG. Bone, Bone 2,194

68 PG. Camming, Bone 2,517

69 PG. Takalar, Takalar 2,842

Total 212888



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

Tabel 4.20Pentahapan Kewajiban Minimal Pemanfaatan Biodiesel

Jenis SektorJanuari

2010Januari

2015Januari

2020Januari

2025Keterangan

Rumah Tangga Saat ini tidak ditentukan

Transportasi PSO 2,5% 5% 10% 20% Terhadap kebutuhan total

Transportasi Non PSO 3% 7% 10% 20%

Industri dan Komersial 5% 10% 15% 20% Terhadap kebutuhan total

Pembangkit Listrik 1% 10% 15% 20% Terhadap kebutuhan total

Tabel 4.21 Pentahapan Kewajiban Minimal Pemanfaatan Bioetanol

Jenis SektorJanuari

2010Januari

2015Januari

2020Januari

2025Keterangan


Transportasi PSO 3% 5% 10% 20% Terhadap kebutuhan total

Transportasi Non PSO 7% 10% 12% 15%

Industri dan Komersial 7% 10% 12% 15% Terhadap kebutuhan total

Pembangkit Listrik Saat ini tidak ditentukan

Tabel 4.22 Pentahapan Kewajiban Minimal Pemanfaatan Minyak Nabati Murni

Jenis SektorJanuari

2010Januari

2015Januari

2020Januari

2025Keterangan


Industri dan Transportasi (Low and medium speed engine)

Industri 1% 3% 5% 10%

Marine 1% 3% 5% 10%

Pembangkit listrik 1% 5% 7% 10% Terhadap kebutuhan total

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

Tabel 4.23 Program Pengembangan Pembangkit EBT Skala Kecil PLT Biomassa dan Biofuel


2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Total

1 PLT Biomass MW 10 10 10 10 25 25 25 25 40 180

2 PLT Biofuel MW 0,5 2,0 2,0 2,0 3,0 5,0 5,0 10,0 10,0 40




Tabel 4.24Biaya Pengembangan Pembangkit EBT Skala Kecil PLT Biomassa dan Biofuel


Investasi US$/kW

Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Total

1 PLT Biomass 2500 25 25 25 25 63 63 63 63 100 452

2 PLT Biofuel 2500 1 5 5 5 8 13 13 25 25 100


4.3.2.6 Energi Gerakan dan Perbedaan Suhu Lapisan Laut (Samudera)Karena sampai saat ini pengembangan energi samudera baru mencapai tahap penelitian dan

pengembangan serta proyek percontohan (pilot project), maka rencana pengembangan akan diprioritaskan untuk pemanfaatan energi skala kecil untuk daerah-daerah atau pulau - pulau terpencil yang tidak terjangkau oleh rencana pengembangan jaringan PLN atau secara ekonomis biaya pembangkitan (Biaya Pokok Penyediaan - BPP) dengan memanfaatkan sumber energi konvensional (baca : BBM) pada daerah-daerah tersebut cukup tinggi, sehingga harga energi samudera relatif dapat bersaing.

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

Tabel 4.25 Program Pengembangan Pembangkit EBT Skala Kecil PLT Samudera


2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Total

1 PLT Kelautan MW 0,0 0,2 0,3 0,5 1,0 1,5 2,0 2,0 2,5 10


Tabel 4.26 Biaya Pengembangan Pembangkit EBT Skala Kecil PLT Samudera


Investasi US$/kW

Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Total

1 PLT Kelautan 6000 0 1 2 3 6 9 12 12 15 60


4.3.3 Program Konservasi Energi

Sektor IndustriDalam rangka pencapaian target penghematan energi di sektor Industri sebesar 20%, telah dirancang

berbagaiprogramyangmengarahpadapeningkatanefisiensienergi,melaluiimplementasiSistemManajemenEnergi.

Program Pemantauan dan Evaluasi Manajemen Energi dirancang untuk memastikan ”industri wajib” melaksanakan Manajemen Energi di perusahaannya masing-masing dengan baik. Sejalan dengan persiapan sumberdayamanusia,melaluisertifikasiManajerdanAuditorEnergi,pemantauanpelaksanaanManajemenEnergi di Industri dilaksanakan secara bertahap, berfokus dan dimulai dari badan usaha yang mengkonsumsi energi besar. Sampai dengan akhir tahun 2015 diharapkan seluruh industri yang mengkonsumsi energi di


Tabel 4.27Penghematan Energi Melalui Program Pemantauan dan Evaluasi Implementasi

Manajemen Energi Sektor Industri

KlasifikasiSubSektorIndustri 2011 2012 2013 2014 20152016 - 2020

2021 - 2025

Produk Makanan dan Minuman 658 1.029 1.268 1.641 2.082 6.618 6.618

Tembakau - 63 63 223 319 429 429

Tekstil 4.743 6.253 7.385 8.763 10.613 19.777 59.611

Pakaian Jadi 830 1.490 2.003 2.385 2.440 4.066 12.329

Pakaian dengan Bahan Kulit Binatang 182 290 299 335 649 1021 3.071

Produk dari Kayu selain Furniture 186 308 400 765 1.130 1.833 4.326

Kertas dan Produk berbahan kertas 653 1.863 2.187 2.748 3.169 5.612 17.904

Produk dari media cetak - - - 119 166 276 863

Batubara dan bahan bakar dari nuklir - - - - 19 148 148

Bahan Kimia 3.209 4.030 4.419 4.604 4.812 9.106 30.679

Karet dan barang berbahan plastik 685 1.034 2.094 2.795 3.230 5.650 17.864

Produk mineral selain besi baja 1.817 3.790 4.293 4.848 5.304 27.014 43.782

Bahan besi baja 10.606 11.383 12.554 13.223 13.793 25.940 74.330

Produk besi baja pabrikan selain mesin 395 629 662 770 1.053 1.742 5.244

Mesin dan peralatan - 127 152 261 487 675 1739

Alat - alat kantor dan komputer - - - - - - -

Mesin - mesin listrik 203 309 318 490 605 983 2.951

Radio, televisi dan barang komunikasi - - - 173 214 304 833

Obat - obatan - - - - - - -

Kendaraan bermotor, trailer dan semi trailer 923 1.178 1.187 1.573 1.922 3.306 10.274

Peralatan transportasi lain 801 852 8.61 1.087 1.172 2.056 6.618

Furniture dan manufaktur 1.227 1.232 1.240 1.294 1.406 2.543 8.421

Akumulasi Penghematan Energi 27.118 35.860 41.383 48.097 54.586 119.100 308.032

(dalam Ribu TOE)

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



Pemilihan badan usaha untuk ditetapkan sebagai obyek atau peserta program Manajemen Energi didasarkan pada besarnya rata-rata konsumsi energi pada masing-masing sub sektor industri. Jumlah peserta setiap tahunnya yang dipantau sesuai dengan jadwal pelaksanaan yang direncanakan. Besarnya penghematan energi yang ditargetkan terjadi untuk masing-masing sub sektor industri per tahun dapat dilihat pada Tabel 4.27.

Bagi industri yang mengkonsumsi energi di bawah 6.000 TOE pertahun, disediakan Program Kemitraan

Implementasi Konservasi Energi berupa Audit Energi dan bimbingan

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

Tabel 4.28Penghematan Energi Tahunan Melalui Program Kemitraan Implementasi Konservasi

Energi Sektor Industr

KlasifikasiSubSektorIndustri 2011 2012 2013 2014 20152016 -

20202021 -

2025

Produk Makanan dan Minuman - - - - - 481 4.086

Tembakau - - - - - 30 117

Tekstil - - - - 823 5.435 11.218

Pakaian Jadi 87 189 299 299 299 1.406 2.338

Pakaian dengan Bahan Kulit Binatang - 38 90 145 145 708 1.221

Produk dari Kayu selain Furniture - - - - - 1.606 2.075

Kertas dan Produk berbahan kertas - - - - - 864 1.337

Produk dari media cetak - - - - - 765 1.247

Batubara dan bahan bakar dari nuklir - - - - - - -

Bahan Kimia - - - - - 2.536 3.552

Karet dan barang berbahan plastik - - - - - 2.250 4.185

Produk mineral selain besi baja - - - - - 229 1.314

Bahan besi baja - - - - - 1.065 1.708

Produk besi baja pabrikan selain mesin 43 108 218 218 218 797 1.088

Mesin dan peralatan 114 114 114 114 114 445 612

Alat - alat kantor dan komputer - - - - - - -

Mesin - mesin listrik - - - - - 671 1.383

Radio, televisi dan barang komunikasi 43 99 99 99 99 478 784

Obat - obatan - - - - - - -

Kendaraan bermotor, trailer dan semi trailer - 90 234 234 234 842 1.148

Peralatan transportasi lain - 36 94 94 94 362 497

Furniture dan manufaktur - - - - - 253 327

Akumulasi Penghematan Energi 287 674 1148 1.203 2.026 21.223 40.217

(dalam Ribu TOE)


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

Dengan demikian secara keseluruhan pada tahun 2025 akan diperoleh penghematan di sektor industri

sebesar 20,64% atau setara dengan 28.185.920 TOE, seperti yang ditunjukkan pada Tabel 4.29.

Untuk industri yang memproduksi peralatan pemanfaat energi dilibatkan dalam program Standar Wajib Hemat Energi dan Label Hemat Energi, agar mereka terdorong untuk memproduksi peralatan dengan tingkat efisiensi energi yang tinggi. Dalamprogram ini, para produsen dan importir wajib mencantumkan kinerja energi pada seluruh peralatan pemanfaat energi rumah tangga pada tahun 2012. Program Pelabelan Tingkat Efisiensi Energipada Peralatan Pemanfaat Energi Rumah Tangga dilaksanakan secara bertahap, dimulai pada peralatan utama yang banyak menggunakan energi.

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

KlasifikasiSubSektor Industri

2011 2012 2013 2014 20152016 - 2020

2021 - 2025

Produk Makanan dan Minuman

% 0,088% 0,134% 0,162% 0,202% 0,246% 0,563% 0,880%

TOE 60.907 95.166 117.269 151.755 192.59 581.936 1.198.757

Tembakau% 0,000% 0,008% 0,008% 0,018% 0,023% 0,032% 0,047%

TOE - 5.822 5.822 14.773 19.181 29.906 59.648

Tekstil% 0,636% 0,824% 0,955% 1104% 1289% 2159% 3977%

TOE 438.699 578.399 683.085 810.579 981.657 2.050.801 5.588.897

Pakaian Jadi% 0,111% 0,194% 0,253% 0,294% 0,300% 0,472% 0,839%

TOE 76.749 137.813 185.245 220.593 225.683 437.794 1.151.354

Pakaian dengan Bahan Kulit Binatang

% 0,024% 0,043% 0,050% 0,058% 0,090% 0,149% 0,251%

TOE 16.856 30.4 35.923 43.345 72.324 144.916 343.772

Produk dari Kayu selain Furniture

% 0,025% 0,040% 0,051% 0,090% 0,127% 0,272% 0,435%

TOE 17.166 28.498 36.993 70.758 104.496 283.704 599.588

Kertas dan Produk berbahan kertas

% 0,088% 0,238% 0,276% 0,336% 0,378% 0,587% 1096%

TOE 60.382 172.358 202.3 254.227 293.146 549.831 1.540.455

Produk dari media cetak

% 0,000% 0,000% 0,000% 0,013% 0,018% 0,073% 0,115%

TOE - - - 10.967 15.395 83.27 166.18

Batubara dan bahan bakar dari nuklir

% 0,000% 0,000% 0,000% 0,000% 0,002% 0,010% 0,010%

TOE - - - - 1.792 11.793 11.793

Bahan Kimia% 0,430% 0,553% 0,578% 0,609% 0,641% 1072% 1973%

TOE 296.839 372.749 408.757 435.513 465.212 995.247 2.748.359

Karet dan barang berbahan plastik

% 0,092% 0,135% 0,258% 0,334% 0,377% 0,672% 1236%

TOE 63.378 95.65 193.65 258.556 298.789 661.229 1.757.762

(dalam Ribu TOE)



KlasifikasiSubSektor Industri

2011 2012 2013 2014 20152016 - 2020

2021 - 2025

Produk mineral selain besi baja

% 0,244% 0,489% 0,548% 0,607% 0,653% 2039% 2751%

TOE 168.033 350.525 397.089 448.425 490.608 2.193.190 3.578.812

Bahan besi baja% 1422% 1519% 1654% 1726% 1783% 2618% 4565%

TOE 980.989 1.052.873 1.161.178 1.223.116 1.275.822 2.301.136 6.090.406

Produk besi baja pabrikan selain mesin

% 0,059% 0,096% 0,113% 0,124% 0,152% 0,233% 0,384%

TOE 40.517 68.212 81.382 91.237 117.563 215.948 510.335

Mesin dan peralatan% 0,015% 0,031% 0,034% 0,046% 0,068% 0,101% 0,150%

TOE 10.5 22.201 24.542 34.68 55.59 95.817 191.358

Alat - alat kantor dan komputer

% 0,000% 0,000% 0,000% 0,000% 0,000% 0,000% 0,000%

TOE - - - - - - -

Mesin - mesin listrik% 0,027% 0,040% 0,042% 0,060% 0,071% 0,138% 0,245%

TOE 18.782 28.618 29.447 45.358 55.917 137.387 345.309

Radio, televisi dan barang komunikasi

% 0,006% 0,013% 0,013% 0,031% 0,036% 0,065% 0,0949%

TOE 4.015 9.199 9.199 25.176 28.992 65.38 121.179

Obat - obatan% 0,000% 0,000% 0,000% 0,000% 0,000% 0,000% 0,000%

TOE - - - - - - -

Kendaraan bermotor, trailer dan semi trailer

% 0,124% 0,156% 0,173% 0,215% 0,250% 0,376% 0,666%

TOE 85.417 108.978 123.135 158.921 191.172 345.761 910.282

Peralatan transportasi lain

% 0,108% 0,119% 0,127% 0,151% 0,160% 0,233% 0,420%

TOE 74.852 82.293 89.112 109.977 117.863 207.274 571.834

Furniture dan manufaktur

% 0,165% 0,165% 0,166% 0,172% 0,183% 0,271% 0,508%

TOE 113.538 113.936 114.686 119.648 130.064 237.968 699.84

Akumulasi Penghematan Energi

% 3,66% 4,78% 5,46% 6,19% 6,85% 12,13% 20,64%

TOE 2.527.620 3.354.320 3.898.815 4.527.692 5.133.856 11.630.290 28.185.920

Tabel 4.29 (2/2)Tahapan Pencapaian Pengehematan Energi Sektor Industri

(dalam Ribu TOE)

Pelaksanaan Program Standar Wajib Rancangan Hemat Energi pada pabrik baru, diberlakukan mulai tahun 2012. Apabila terjadi penggantian peralatan pada pabrik lama, diwajibkan menggunakan peralatan yangefisiendanketentuaninidiberlakukanmulaitahun2016. Selanjutnya kewajiban menggunakan proses yangefisiensesuaidenganstandaryangditetapkandimulai pada tahun 2021.

Sektor KomersialProgram Pemantauan dan Evaluasi Manajemen

Energi juga dirancang untuk memastikan ”bangunan wajib” melaksanakan Manajemen Energi di perusahaannya masing-masing dengan baik. Sejalan

dengan persiapan sumberdaya manusia melalui pelatihandansertifikasiManajerdanAuditorEnergidi bangunan, pemantauan pelaksanaan Manajemen Energi di bangunan dilaksanakan secara bertahap, berfokus dan dimulai dari badan usaha yang mengkonsumsi energi besar.

Dengan melahirkan Manajer dan Auditor Energi sebanyak masing – masing 60 orang, sampai dengan akhir tahun 2015 diharapkan seluruh bangunan yang mengkonsumsi energi > 6.000 TOE/ tahun telah melaksanakan Manajemen Energi, sesuai ketentuan dalam PP 70 Tahun 2009. Pemilihan badan usaha di masing-masing untuk ditetapkan sebagai obyek atau peserta program Manajemen Energi didasarkan


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

Bagi bangunan yang mengkonsumsi energi di bawah 6.000 TOE pertahun, disediakan Program Kemitraan Implementasi Konservasi Energi berupa Audit Energi dan bimbingan teknis secara gratis. Penerapan program kemitraan pada 325 bangunan sampai dengan tahun 2015 dan 45 bangunan untuk tahun – tahun berikutnya, diharapkan terjadi penurunan pemakaian energi di kelompok bangunan tersebut sebesar 17.876,20 ribu TOE di akhir tahun 2025.

Pemilihan badan usaha di masing-masing untuk ditetapkan sebagai obyek atau peserta program kemitraan ini didasarkan pada besarnya rata-rata konsumsi energi pada masing-masing jenis bangunan. Jumlah peserta setiap tahun disesuaikan dengan jadwal pelaksanaan yang sudah ditentukan.

Besarnya penghematan energi melalui Program Kemitraan untuk masing-masing jenis bangunan dapat dilihat pada Tabel 4.31 berikut ini.

Jenis Bangunan 2011 2012 2013 2014 20152016-2020

2021-2025

2026-2030

Apartemen - - - - - - - -

Gedung Pertemuan - - - - - - - -

Hotel - 15,91 15,91 103,97 205,37 205,37 205,37 205,37

Kantor Pemerintah 19,61 19,61 19,61 80,92 180,01 180,01 180,01 180,01

Kantor Swasta 299,58 345,62 345,62 393,60 595,81 2.229,78 2.229,78 2.229,78

Mal - 106,48 112,49 137,28 163,95 868,43 868,43 868,43

Perumahan - - - - - - - -

Rumah Sakit Swasta - - - - - - - -

Rumah Sakit Umum (Pemerintah)

- - - - - - - -

Supermarket - - - - - - - -

Akumulasi Pengehematan

319,19 487,62 493,63 715,77 1.145,14 3.483,60 3.483,60 3.483,60

Tabel 4.30 Penghematan Energi Melalui Program Pemantauan dan Evaluasi Implementasi

Manajemen Energi Sektor Komersial(dalam Ribu TOE)



Tabel 4.31 Penghematan Energi Melalui Program Kemitraan

Implementasi Konservasi Energi Sektor Komersial(dalam Ribu TOE)

Jenis Bangunan 2011 2012 2013 2014 20152016-2020

2021-2025

2026-2030

Apartemen 21,96 21,96 37,59 46,48 72,93 417,86 631,17 948,61

Gedung Pertemuan 16,52 16,52 16,52 48,81 142,29 332,42 332,42 332,42

Hotel 63,64 72,59 160,65 160,65 1.001,45 1.556,26 1.556,26

Kantor Pemerintah 8,81 43,31 43,31 43,31 1.025,06 2.255,66 2.255,66

Kantor Swasta 368,44 482,69 574,68 673,65 4.103,07 5.288,44 7.184,50

Mal 117,22 117,22 260,70 301,41 345,21 3.592,72 4.462,67 4.462,67

Perumahan 12,79 12,79 22,66 47,68 47,68 47,68

Rumah Sakit Swasta 11,56 36,44 48,48 86,63 231,57 231,57


7,33 7,33 21,78 38,80 101,89 292,84 292,84 292,84

Supermarket 13,58 13,58 19,91 35,79 46,55 262,71 563,99 563,99


176,61 617,50 979,45 1.299,16 1,657.64 11.166,94 15.662,69 17.876,20


Pelaksanaan Program Standar Wajib Rancangan Hemat Energi pada bangunan baru diberlakukan mulai tahun 2012. Apabila terjadi penggantian peralatan pada bangunan lama, diwajibkan menggunakan peralatan yangefisiendanketentuaninidiberlakukanmulaitahun2016.

Resume tahapan pencapaian taget penghematan energi di Sektor Komersial dapat dilihat pada Tabel 4.32.

Jenis Bangunan 2011 2012 2013 2014 20152016 - 2020

2021 - 2025

Apartemen% 0,04% 0,04% 0,06% 0,07% 0,10% 0,36% 0,46%

TOE 1.32 1.32 2.132 2.561 3.747 13.516 17.330

Gedung Pertemuan% 0,03% 0,03% 0,03% 0,07% 0,18% 0,32% 0,32%

TOE 993 993 993 2.552 6.745 12.130 12.130

Hotel% 0,00% 0,12% 0,13% 0,24% 0,36% 1,00% 1,26%

TOE - 4.445 4.910 9.160 13.709 37.521 47.440

Kantor Pemerintah% 0,03% 0,04% 0,09% 0,17% 0,29% 1,03% 1,61%

TOE 1.179 1.671 3.463 6.422 10.867 38.671 60.674

Kantor Swasta% 0,55% 1,11% 1,26% 1,44% 1,68% 7,18% 8,36%

TOE 20.582 41.670 47.603 54.358 63.429 270.604 314.842

Mal% 0,19% 0,34% 0,54% 0,59% 0,65% 2,39% 2,81%

TOE 7.047 12.996 20.447 22.412 24.377 90.219 105.773

Perumahan% 0,00% 0,00% 0,02% 0,02% 0,03% 0,05% 0,05%

TOE - - 664 664 1.107 1.815 1.815

Rumah Sakit Swasta% 0,00% 0,00% 0,02% 0,05% 0,06% 0,09% 0,16%

TOE - - 600 1.801 2.341 3.422 6.013


% 0,01% 0,01% 0,01% 0,01% 0,06% 0,08% 0,08%

TOE 441 441 441 441 2.322 3.152 3.152

Supermarket% 0,02% 0,02% 0,03% 0,05% 0,06% 0,23% 0,37%

TOE 816 816 1.145 1.911 2.394 8.643 13.950


% 0,86% 1,71% 2,19% 2,71% 3,48% 12,73% 15,48%

TOE 32.378 64.352 82.398 102.282 131.038 479.692 583.120

Tabel 4.32 Tahapan Pencapaian Target Penghematan Energi Sektor Komersial


Program Pengembangan Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi EnergiSektor Transportasi

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

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

penggunaan bahan bakar minyak. Pengalihan angkutan barang dari truk ke kereta

api juga merupakan salah satu langkah yang perlu dilaksanakan di sektor transportasi ini. Langkah ini dapat menghemat sekitar 50% dari kebutuhan energi untuk pengangkutan barang dengan truk, oleh karena intensitas Energi truk mencapai 2 kali lipat dibandingkan dengan angkutan dengan Kereta Api.

Mengkampanyekan cara perawatan dan berkendaraan dengan hemat dan bersih lingkungan untuk masyarakat luas melalui berbagai media juga

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

Tabel 4.33Penghematan Energi Melalui Pengalihan Penumpang dari

Kendaraan Pribadi ke Transportasi Umum Masal

TahunPenghematan Energi Komposisi (%)

Kilo Liter TOE% Konsumsi

SektorMobil Pribadi

Transportasi Umum

2011 431.289,20 353.664,53 1,29 78,79 21,21

2012 1.294.185,82 1.061.232,37 3,64 75,93 24,07

2013 1.987.275,96 1.629.566,29 5,26 73,18 26,82

2014 2.325.817,81 1.907.170,61 5,80 71,33 28,67

2015 3.331.683,64 2.731.980,59 7,81 68,40 31,60

2016 4.246.488,19 3.482.120,32 9,37 65,25 34,75

2017 5.195.094,84 4.259.977,77 10,78 62,36 37,64

2018 6.044.225,17 4.956.264,64 11,80 60,26 39,74

2019 6.983.344,00 5.726.342,08 12,83 58,10 41,90

2020 8.028.558,69 6.583.418,12 13,87 56,29 43,71

2021 9.141.819,62 7.496.292,09 14,86 54,46 45,54

2022 10.847.897,91 8.895.276,28 16,58 51,26 48,74

2023 12.728.116,78 10.437.055,76 18,30 48,38 51,62

2024 14.677.248,17 12.035.343,50 19,85 45,31 54,69

2025 17.000.618,88 13.940.507,48 21,62 42,35 57,65


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

Deskripsi Jumlah Satuan

Truk

Jarak Jakarta Surabaya 800 Km

Kapasitas muatan truk 30 Ton

Jarak tempuh penggunaan BBM per liter 3 Km

Penggunaan BBM total 267 Liter

Intensitas Energi Truk 8,89 Liter/Ton.Km

Kereta Api

Jarak Jakarta Surabaya 800 Km

Kapasitas muatan KA, 1 rangkaian 15 gerbong @40 ton

600 Ton

Jarak tempuh penggunaan BBM per liter 0,33 Km

Penggunaan BBM total 2.4 Liter

Intensitas Energi KA 4,00 Liter/Ton.Km

Penghematan Energi 4,89 Liter/Ton.Km

55.00% %

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

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

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

NoProgram/Langkah

Penghematan Energi

Tahapan Pencapaian Target Penghematan Energi

2011 2012 2013 2014 20152016-2020

2021-2025

1

Pengalihan penumpang kendaraan pribadi ke transportasi umum masal

% 1,29 3,64 5,26 5,80 7,81 13,87 21,62

TOE 353.665 1.061.232 1.629.566 1.907.171 2.731.981 6.583.418 13.940.507

2

Penerapan manajemen lalulintas dan kendaraan berteknologi hemat energi

Optimasi angkutan kereta api untuk angkutan barang



NoProgram/Langkah

Penghematan Energi


2011 2012 2013 2014 20152016-2020

2021-2025

Peningkatan disiplin masyarakat berlalulintas

Penerapan "road pricing tariff"

Penerapan labelisasi hemat energi pada kendaraan bermotor

Penggunaan "non-motorized transportation"

Penerapan Parking Management

Penggunaan kendaraan bertekonologi hemat energi

% 0,25 0,50 0,75 1,00 1,50 2,00 3,00

TOE 68.588 145.708 232.257 329.097 524.633 949.172 1.934.394

Akumulasi Penghematan Energi

% 1,54 4,14 6,01 6,80 9,31 15,87 24,62

TOE 422.252 1.206.941 1.861.823 2.236.268 3.256.614 7.532.590 15.874.902

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

Sektor Rumah TanggaProgram Kampanye Hemat Energi melalui iklan

layanan masyarakat merupakan cara yang efektif untuk membangun kesadaran dan menciptakan budaya hemat energi di sektor Rumah Tangga. Memberikan tip cara berhemat dan menginformasikan pemilihan dalam pembelian dan penggunaan peralatan pemanfaat energi yang berefisiensi tinggi sangat bermanfaatdalam menurunkan pemakaian energi di sektor ini.

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

informasi mengenai kinerja penggunaan energi dari masing – masing peralatan dan secara bertahap label hemat energi akan diterapkan untuk peralatan pemanfaat energi.

Program Demand Side Management bagi Pelanggan PLN, yang akan memberikan fasilitas kredit pembelian peralatan pemanfaat energi Rumah Tangga yang Hemat Energi, juga akan mendukung penggunaan peralatanyangefisiendanmeninggalkanpenggunaanperalatanyangtidakefisien.Carapembayarancicilanmelalui potongan rekening pembayaran listrik ini diharapkan tidak menambah jumlah tagihan listrik, melainkan melalui jumlah pemakaian listrik yang turun akibatpenggunaanperalatanyangefisien.


Dengan penggantian peralatan pemanfaat energi yanglebihefisien,secarabertahapterjadipenghematanenergi di sektor rumah tangga. Pada tahun 2025

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

NoProgram/Langkah

Penghematan Energi


2011 2012 2013 2014 20152016-2020

2021-2025

1

Penggantian kompor minyak tanah hemat energi

% 0,95% 0,95% 0,95% 1,91% 2,86% 3,81% 0,00%

Penghematan minyak tanah

TOE 109,84 109,84 109,84 219,69 329,53 439,38

2

Penggantian kompor LPG hemat energi

% 0,12% 0,12% 0,25% 0,25% 0,25% 0,00% 0,00%

Penghematan LPG TOE 14,27 14,27 28,54 28,54 28,54

3

Peningkatan kesadaran berhemat energi

% 0,001% 0,001% 0,001% 0,001% 0,001% 0,005% 0,005%

Penghematan energi

TOE 86 86 86 86 86 428 428

4Penggantian lampu hemat energi

% 0,89% 1,36% 0,67% 0,33% 0,18% 1,07% 0,51%

Penghematan listrik TOE 143.821 219.157 107.866 53.933 29.664 172.100 82.749

5Penggantian Ballast Elektronik

% 0,02% 0,02% 0,02% 0,02% 0,03% 0,12% 0,03%

Penghematan Listrik TOE 2.989 3.287 3.616 3.978 4.376 19.590

6Penggantian Kulkas Hemat Energi

% 0,13% 0,14% 0,15% 0,17% 0,18% 0,61% 0,32%

Penghematan Listik TOE 20.343 22.442 24.614 26.786 28.958 98.055 51.071

7Penggantian AC Hemat Energi

% 0,13% 0,14% 0,15% 0,17% 0,18% 0,61% 0,32%

Penghematan Listrik TOE 20.343 22.442 24.614 26.786 28.958 98.055 51.071

8Penggantian TV hemat energi

(%) 0,03% 0,04% 0,05% 0,06% 0,08% 3,43% 2,07%

Penghematan listrik (TOE) 5.411 6.993 8.077 9.322 12.877 552.253 333.314

Total penghematan energi per tahun

(%) 2,27% 2,78% 2,25% 2,91% 3,76% 9,65% 3,25%

(TOE) 193.116 274.531 169.011 121.138 105.276 940.921 522.956

Akumulasi penghematan energi

% 2,27% 5,05% 7,30% 10,21% 13,97% 23,62% 26,87%

TOE 193.116 467.647 636.657 757.796 863.071 1.803.993 2.326.949

Tabel 4.36 Tahapan Pencapaian Target Penghematan Energi Sektor Rumah Tangga


5PROSEDUR DAN TATACARA INVESTASI

rosedur dan Tata Cara Izin Usaha Panas BumiP5.1

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

a. Survei Pendahuluan, adalah kegiatan yang meliputi pengumpulan, analisis dan penyajian data yang berhubungan dengan informasi kondisi geologi, geofisika dan geokimia untuk memperkirakan

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

survei pendahuluan kepada pihak lain melalui penawaran, dengan cara:- Pengumuman melalui media cetak, media

elektronik dan media lainnya, dan/atau- Promosi melalui berbagai forum, baik

nasional maupun internasional Gubernur, bupati/walikota atau pihak lain dapat

mengusulkan kepada Menteri suatu wilayah untuk dilakukan penugasan survei pendahuluan.

b. Menteri merencanakan, menyiapkan dan

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

Gambar 5.1. Proses Pengusahaan Panas Bumi


c. Penawaran Wilayah Kerja oleh Menteri, Gubernur atau Bupati/Walikota kepada Badan Usaha dilakukan dengan cara lelang melalui media cetak, media elektronik dan median lainnya. Panitia Pelelangan Wilayah Kerja yang dibentuk untuk melaksanakan penawaran Wilayah Kerja terdiri dari wakil dari Kementerian ESDM, Instansi terkait, Pemerintah Daerah dan wakil dari Instansi Daerah terkait dan melakukan evaluasi terhadap penawaran yang masuk melalui mekanisme evaluasi tahap kesatu dan tahap kedua.1. Evaluasi Tahap kesatu, didasarkan pada

evaluasi administrasi, teknis dan keuangan. - Evaluasi administrasi, meliputi evaluasi

terhadap kelengkapan :a. Surat permohonan IUP kepada

Menteri, Gubernur atau Bupati/Wa l i ko ta sesua i dengan kewenangannya

b. Identitas permohonan/akta sesuai dengan kewenangannya

c. Profilperusahaand. Nomor Pokok Wajib Pajake. Surat pernyataan kesanggupan

membayar harga dasar data Wilayah Kerja atau bonus

f. Surat pernyataan kesanggupan membayar kompensasi data kecuali Pihak lain yang mendapat penugasan Survei Pendahuluan

- Evaluasi teknis, meliputi evaluasi terhadap pengalaman perusahaan, kualifikasi tenaga ahli, struktur organisasi proyek dan program kerja. Evaluasi program kerja, meliputi evaluasi terhadap:a. Pola pengusahaan total proyekb. Jadwal eksplorasi, studi kelayakan,

konstruksi dan development serta eksploitasi dan pemanfaatan

c. Rencana teknis eksplorasi, studi kelayakan, konstruksi dan development serta eksploitasi dan pemanfaatan

d. Perhitungan harga listrike. Waktu penentuan komitmen

pengembangan atau notice of intend development

f. Rencana pengembangan lapangan uap yang meliputi

perhitungan sumur produksi, sumur injeksi dan sumur yang akan dikembangkan dan rencana biaya

g. K a p a s i t a s y a n g a k a n dikembangkan

h. Ta h a p a n p e n g e m b a n g a n pembangkit listrik tenaga panas bumi

i. Faktor kapasitas pembangkit listrik tenaga panas bumi yang akan dikembangkan

- Evaluasi keuangan, meliputi evaluasi terhadap :

a. Kesehatan keuangan perusahaanb. Sumber pendanaan untuk

pengembangan proyekc. Bukti penempatan jaminan lelang

minimal 2,5% dari rencana biaya eksplorasi tahun pertama dari bank setempat atas nama Panitia Pelalangan Wilayah Kerja

d. Bukti penempatan dana jaminan pelaksanaan eksplorasi atau eksp lo i tas i sebesar US$ 10.000.000 pada Bank Pemerintah untuk kegiatan pemboran minimal 2 sumur standar eksplorasi atau eksploitasi dapat dalam bentuk :• Rekening bersama antara

badan usaha dengan Menteri, Gubernur, atau Bupati/Walikota atau pejabat yang ditunjuk sesuai dengan kewenangannya (escrow account) sesuai dengan k e t e n t u a n p e r a t u r a n perundangan-undangan di bidang keuangan

• Pinjamansiappakai(standbyloan)

• Sertifikasi fasilitas kreditberjaminan dari lembaga keuangan (underwritten credit facility)

2. Evaluasi Tahap Kedua, didasarkan pada evaluasi harga uap atau harga tenaga listrik yang paling rendah yang dikaitkan dengan evaluasi teknis khususnya program kerja dan keuangan tahap kesatu.


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

e. Studi kelayakan adalah tahapan kegiatan usaha pertambangan panas bumi untuk memperoleh informasi secara rinci seluruh aspek yang berkaitan untuk menentukan kelayakan usaha pertambangan panas bumi, termasuk pemboran sumur delineasi atau studi jumlah cadangan yang dapat dieksploitasi. Studi kelayakan tersebut meliputi:- Penentuan cadangan layak tambang di

seluruh Wilayah Kerja- Penerapan teknologi yang tepat untuk

eksploitasi dan penangkapan uap dari sumur produksi

- Lokasi sumur produksi- Rancangan sumur produksi dan injeksi- Rancangan pemipaan sumur produksi- Perencanaan kapasitas produksi jangka

pendek dan jangka panjang

- Sistem pembangkit tenaga listrik dan/atau sistem pemanfaatan langsung

- Upaya konservasi dan kesinambungan sumber daya panas bumi

- Rencana keselamatan dan kesehatan kerja, perlindungan lingkungan dan teknis pertambangan panas bumi

- Rencana pasca tambang sementara

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

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

Prosedur dan Tata Cara Izin Usaha Panas Bumi

Gambar 5.2. Alur Pemrosesan

Usaha Panas Bumi


rosedur dan Tata Cara Izin Usaha Niaga Bahan Bakar NabatiP5.2

Prosedur dan tata cara izin usaha niaga bahan bakar nabati melalui :

1. Badan Usaha mengajukan permohonan Izin Usaha kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral melalui Direktur Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi dengan melampirkan persyaratan administratif dan teknis. Permohonan akan diproses lebih lanjut apabila telah melengkapi dan memenuhi persyaratan administrasi dan teknis yang telah ditetapkan. Seluruh dokumen permohonan akan dikembalikan jika persyaratan administrasi dan teknis tidak lengkap. Badan Usaha dapat mengajukan permohonan kembali dengan melengkapi seluruh permohonan yang ditentukan.

2. Persyaratan administratif dan teknis yang sudah lengkap dari Badan Usaha akan dilakukan penilaian dan evaluasi oleh Direktorat Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi.

3. Dalam rangka klarifikasi terhadap data administrasi dan teknis serta kinerja perusahaan, Badan Usaha melakukan presentasi.

4. Peninjauan lokasi di lakukan untuk pemeriksaan kesesuaian data administrasi dan informasi mengenai rencana Badan Usaha.

5. Direktorat Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi menyelesaikan penelitian dan evaluasi terhadap data administrasi dan teknis untuk persetujuan/penolakan Izin Usaha.

6. Direktur Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi atas nama Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral memberikan Izin Usaha dalam jangka waktu paling lama 20 (dua puluh) tahun terhadap permohonan Izin Usaha yang disetujui.

Gambar 5.3. Prosedur

Pengajuan dan Penerbitan Izin

Usaha


Prosedur dan Tata Cara Izin Usaha Niaga Bahan Bakar NabatiSyarat Administrasi :

• AktePendirianBadanUsahadenganlingkupusaha bidang energi dan perubahannya yang telah mendapatkan pengesahan dari instansi yang berwenang;

• BiodataBadanUsaha(CompanyProfile);• Nomor Pokok Wajib Pajak (NPWP); • Surat Tanda Daftar Perusahaan (TDP); • Surat Keterangan Domisili Perusahaan (yang

masih berlaku); • Surat penyataan tertulis di atas materai

mengenai kesanggupan memenuhi ketentuan peraturan perundang-undangan;

• Surat pernyataan tertulis di atas materai mengenai kesediaan

Syarat Teknis : • Sumber perolehan bahan baku/Bahan Bakar

Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain yang diusahakan;

• DatastandardanMutu(spesifikasi)BahanBakar Nabati (Biofuel) Sebagai Bahan Bakar Lain yang akan diniagakan;

• Nama dan merek dagang Bahan Bakar Nabati (Biofuel) Sebagai Bahan Bakar Lain untuk retail;

• Informasi Kelayakan Usaha; • Surat pernyataan tertulis diatas materai

mengenai kemampuan penyediaan Bahan Bakar Nabati (Biofuel ) Sebagai Bahan Bakar Lain;

• Surat Pernyataan secara tertulis diatas materai kesanggupan untuk memenuhi aspek keselataman dan kesehatan kerja serta pengelolaan lingkungan hidup;

Kewajiban Badan Usaha Dalam melaksanakan Kegiatan Usaha Bahan

Bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain, Badan Usaha wajib menyelesaikan :

• menjamin dan bertanggung jawab sampai ke tingkat penyalur/konsumen akhir atas standar dan mutu Bahan Bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain yang diniagakan sesuaistandardanmutu(spesifikasi)yangditetapkan;

• menjamin harga jual Bahan Bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain pada tingkat yang wajar;

• menjamin penyediaan fasilitas dan sarana Kegiatan Usaha Niaga Bahan Bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain yang memadai;

• menjamin dan bertanggung jawab atas penggunaan peralatan, keakuratan dan sitem alat ukur yang digunakan yang memenuhi standar sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan;

• mempunyai dan menggunakan nama dan merek dagang tertentu Bahan Bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain untuk retail;

• mengutamakan pemenuhan kebutuhan dalam negeri;

• menyampaikan laporan kepada Direktur Jenderal mengenai pelaksanaan Kegiatan Usaha Niaga Bahan Bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain termasuk harga jual Bahan Bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain setiap 3 (tiga) bulan sekali atau sewaktu-waktu apabila diperlukan.

Sanksi Dengan mengesampingkan ketentuan Pasal 1266

KUH Perdata, Izin Usaha Sementara Pengolahan ini dapat dicabut atau batal demi hukum apabila:

• Direktur Jenderal atas nama Menteri memberikan teguran tertulis tehadap Badan Usaha Pemegang Izin Usaha Niaga Bahan Bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain yang melakukan pelanggaran terhadap salah satu persyaratan dalam Izin Usaha Niaga Bahan Bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain;

• Direktur Jenderal atas nama Menteri memberikan teguran tertulis kepada Badan Usaha Pemegang Izin Usaha Niaga Bahan Bakar Minyak yang tidak melaksanakan kewajiban penggunaan Bahan Bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain.

Format Permohonan izin Usaha Niaga Bahan Bakar Nabati (Biofuel) dapat dilihat pada contoh berikut ini.


Memakai Kop Surat Perusahaan

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

Yang terhormat, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral c.q. Direktur Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi EnergiJl. H.R. Rasuna Said Kav. B5 Kuningan Jakarta 12910

Dengan hormat, Sesuai dengan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 32 Tahun 2008 tanggal 26 September 2008 tentang Penyediaan, Pemanfaatan dan Tata Niaga Bahan Bakar Nabati (Biofuel) Sebagai Bahan Bakar Lain, bersama ini kami mengajukan permohonan Izin Usaha Niaga Bahan Bakar Nabati (Biofuel) Sebagai Bahan Bakar Lain, dengan data sebagai berikut :

1. Nama Perusahaan : 2. Penanggung Jawab : 3. Bidang Usaha :4. Alamat Kantor : 5. Alamat Perusahaan/pabrik :

Bersama ini kami lampirkan :

A. Data Adminstrasi

a. Akte Pendirian Badan Usaha dengan lingkup usaha bidang energi dan perubahannya yang telah mendapatkan pengesahan dari instansi yang berwenang;

b. BiodataBadanUsaha(CompanyProfile);c. Nomor Pokok Wajib Pajak (NPWP); d. Surat Tanda Daftar Perusahaan (TDP); e. Surat Keterangan Domisili Perusahaan (yang masih berlaku); f. Surat pernyataan tertulis diatas materai mengenai kesanggupan memenuhi ketentuan peraturan

perundang-undangan yang berlaku; g. Surat pernyataan tertulis di atas materai mengenai kesediaan dilakukan inspeksi lapangan oleh

Direktorat Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi;

B. Data Teknis

a. Sumber perolehan bahan baku/Bahan Bakar Nabati (Biofuel) sebagai Bahan Bakar Lain yang diusahakan;

b. DatastandardanMutu(spesifikasi)BahanBakarNabati(Biofuel)SebagaiBahanBakarLainyangakan diniagakan;

c. Nama dan merek dagang Bahan Bakar Nabati (Biofuel) Sebagai Bahan Bakar Lain untuk retail; d. Informasi Kelayakan Usaha;


Prosedur dan Tata Cara Izin Usaha Niaga Bahan Bakar Nabati

e. Surat pernyataan tertulis diatas materai mengenai kemampuan penyediaan Bahan Bakar Nabati (Biofuel ) Sebagai Bahan Bakar Lain;

f. Surat Pernyataan secara tertulis diatas materai kesanggupan untuk memenuhi aspek keselataman dan kesehatan kerja serta pengelolaan lingkungan hidup;

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

Hormat kami,

……………………………. Direktur/Pemimpin/Badan Usaha......



rosedur dan Tata Cara Izin Usaha Aneka Energi Terbarukan (energi yang menghasilkan listrik)P5.3

Mekanisme pengusahaan energi terbarukan untuk menghasilkan listrik diatur tersendiri mengacu peraturan perundangan di bidang ketenagalistrikan.

Pembelian tenaga listrik dari energi terbarukan yang diusahakan oleh pihak swasta dapat dilakukan dengan mekanisme penunjukan langsung, berdasarkan Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik jis Peraturan Pemerintah Nomor 03 Tahun 2005 dan Peraturan Pemerintah Nomor 26 Tahun 2006.

Berdasarkan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 01 Tahun 2006 jo. Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 04 Tahun 2007, proses pelaksanaan penunjukan langsung dimulai dengan pengajuan usulan penjualan tenaga listrik melalui penunjukan langsung kepada PT PLN (Persero) oleh Koperasi dan Badan Usaha lain. Setelah melakukan evaluasi terhadap usulan proposal yang diajukan Koperasi atau Badan Usaha lain tersebut dan dicapai kesepakatan awal kerjasama antara kedua belah pihak, maka PT PLN (Persero) mengajukan usulan pembelian tenaga listrik yang akan dilakukan melalui penunjukan langsung disertai alasannya kepada Menteri melalui Direktur Jenderal Listrik dan Pemanfaatan Energi untuk mendapatkan persetujuan. Setelah mendapat persetujuan dari Menteri ESDM, PT PLN (Persero) melakukan penunjukan langsung dan negosiasi PPA dengan calon pengembang. Dalam tahap ini, calon pengembang dapat mengajukan permohonan penerbitan Izin Usaha Ketenagalistrikan

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

Sebagai gambaran bagan proses penunjukan langsung jual beli listrik (sebagaimana diatur dalam Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 01 Tahun 2006 jo. Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 04 Tahun 2007), dapat dilihat pada gambar sebagai berikut:


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

Gambar 5.4. Mekanisme Penunjukan Langsung Listrik Swasta

Mekanisme Permohonan IzinSecara umum pengajuan permohonan Izin Usaha

Ketenagalistrikan untuk Kepentingan Umum (IUKU) dan Izin Usaha Ketenagalistrikan untuk Kepentingan Sendiri (IUKS) harus memenuhi kelengkapan persyaratan administratif dan teknis. Persyaratan administratif yang harus dipenuhi meliputi:

• Identitas pemohon;• Akta pendirian perusahaan;• Profilperusahaan;• NPWP; dan• Kemampuan pendanaan.Persyaratan teknis yang harus dipenuhi meliputi:• Studi kelayakan;• Lokasi instalasi termasuk tata letak (gambar

situasi);

• Diagram satu garis (single line diagram);• Jenis dan kapasitas usaha;• Keterangan/gambar daerah usaha dan

Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik;• Jadwal pembangunan;• Jadwal pengoperasian; dan• Izin dan persyaratan lain sesuai peraturan

perundang-undangan yang berlaku.Sesuai ketentuan Pasal 6 ayat (14) Peraturan

Pemerintah tersebut, ketentuan mengenai tata cara perizinan ditetapkan oleh Menteri, Gubernur atau Bupati/Walikota sesuai kewenangannya. Tata cara dan persyaratan izin usaha di bidang usaha penyediaan tenaga listrik yang merupakan kewenangan Menteri, diatur dalam Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 0010/2005 tentang Tata Cara


Perizinan Usaha Ketenagalistrikan untuk Lintas Provinsi atau yang Terhubung dengan Jaringan Transmisi nasional. Dalam Peraturan Menteri tersebut, proses penerbitan izin di bidang usaha penyediaan tenaga listrik dilakukan melalui dua tahapan yaitu penerbitan IUKU sementara dan penerbitan IUKU.

IUKU Sementara. Dari mekanisme pembelian tenaga listrik sebagaimana dijelaskan sebelumnya, setelah PT PLN (Persero) menetapkan calon pengembang dari hasil proses pelelangan, penunjukan langsung atau pemilihan langsung, calon pengembang dapat

mengajukan permohonan penerbitan IUKU sementara kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral. Surat permohonan penerbitan IUKU sementara harus dilengkapi dengan persyaratan dokumen berupa persyaratan administratif dan persyaratan teknis. Persyaratan administratif yang harus dipenuhi yaitu:

1. Identitas pemohon;2. Akta pendirian perusahaan;3. Profilperusahaan;4. Nomor Pokok Wajib Pajak (NPWP).

Persyaratan teknis yang harus dipenuhi yaitu:1. Studi kelayakan awal;2. Jenis dan kapasitas pembangkit;3. Jadwal pembangunan;4. Surat penunjukan pemenang lelang atau

penunjukan/pemilihan langsung dari PKUK atau PIUKU

IUKU. Proses penerbitan IUKU hanya dapat dilakukan terhadap pengembang, apabila pengembang telah menandatangani kontrak jual beli tenaga listrik (Power Purchase Agreement) dan telah mendapatkan kepastian pendanaan (financial closing) untuk melaksanakan pembangunan sarana ketenagalistrikan tersebut. Apabila persyaratan tersebut telah dipenuhi, maka pengembang dapat mengajukan permohonan penerbitan IUKU kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral dilengkapi dengan persyaratan dokumen berupa persyaratan administratif dan persyaratan teknis. Persyaratan administratif yang harus dipenuhi meliputi:

1. Identitas pemohon;2. Akta pendirian perusahaan;3. Profilperusahaan;4. NPWP; dan

5. Kemampuan pendanaan.

Persyaratan teknis yang harus dipenuhi yaitu:1. Studi kelayakan;2. Lokasi instalasi termasuk tata letak (gambar

situasi);3. Diagram satu garis (single line diagram);4. Jenis dan kapasitas usaha;5. Keterangan/gambar daerah usaha dan

Rencana Usaha Penyediaan TL.;6. Jadwal pembangunan & rencana

pengoperasian;7. Persetujuan harga jual TL atau sewa menyewa

jaringan; dan8. Izin dan persyaratan lainnya meliputi: AMDAL

atau UKL & UPL, IMB dan Izin Penanaman Modal.

Harga pembelian tenaga listrik oleh PT PLN (Persero) dari Pembangkit Tenaga Listrik yang menggunakan energi terbarukan skala kecil dan menengah (kapasitas sampai dengan 10 MW) diatur dalam peraturan Menteri ESDM Nomor 31 Tahun 2009. Dalam regulasi tersebut hal pokok-pokok yang diatur adalah:

1) Kewajiban PT. PLN (Persero) untuk membeli tenaga listrik dari pembangkit tenaga listrik yang menggunakan energi terbarukan skala kecil dan menengah dengan kapasitas sampai dengan 10 MW dari badan usaha milik Negara, badan usaha milik daerah, badan usaha swasta, koperasi dan swadaya masyarakat guna memperkuat sistem penyediaan tenaga listrik setempat.

2) Harga pembelian tenaga listrik ditetapkan sebagai berikut : a. Rp 656/kWh X F, jika terinterkoneksi

pada tegangan menengah;b. Rp 1.004/kWh X F, jika terinterkoneksi

pada tegangan rendah.3) F merupakan faktor insentif sesuai dengan

lokasi pembelian tenaga listrik oleh PT PLN (Persero) dengan besaran sebagai berikut : a. Wilayah Jawa dan Bali, F = 1 ;b. Wilayah Sumatera dan Sulawesi, F =

1,2;c. Wilayah Kalimantan, Nusa Tenggara

Barat, Nusa Tenggara Timur, F = 1,3;d. Wilayah Maluku dan Papua, F = 1.5.


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

Format Permohonan IUKU Sementara dan IUKU dapat dilihat pada contoh di bawah ini.


CONTOH FORMULIRPERMOHONAN IUKU

Nomor : ............................. .................20...Lampiran : .............................Hal : Permohonan Izin Usaha Ketenagaistrikan untuk Kepentingan Umum (IUKU)

Yang terhormat,Menteri Energi dan Sumber Daya Mineralc.q. Direktur Jenderal Listrik dan Pemanfaatan EnergiJl. H.R. Rasuna Said Blok X-2 Kav. 7&8 KuninganJakarta

Sesuai Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 0010 Tahun 2005 tentang Tata Cara Perizinan Usaha Ketenagalistrikan Untuk Lintas Provinsi atau yang Terhubung dengan Jaringan Transmisi Nasional, dengan ini kami mengajukan permohonan Izin Usaha Ketenagalistrikan untuk Kepentingan Umum (IUKU) terintegrasi/ Pembangkitan/Usaha Transmisi/usaha Distribusi guna memenuhi kebutuhan tenaga listrik untuk dijual kepada PT. PLN (Persero)/PT. ... /masyarakat umum/pelanggan tertentu..... *) dengan kelengkapan dokumen sebagai berikut:

a. akta pendirian perusahaan;b. profilperusahaan;c. Nomor Pkok Wajib Pajak (NPWP);d. kemampuan pendanaan;e. studi kelayakan;f. lokasi instalasi termasuk tata letak (gambar situasi);g. diagram satu garis (single line diagram);h. jenis dan kapasitas usaha;i. keterangan/gambar daerah usaha dan Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik;j. jadwal pembangunan dan rencana pengoperasian;k. persetujuan harga jual tenaga listrik atau sewa jaringan; danl. Izin dan persyaratan lainnya meliputi antara lain persetujuan Analisis Mengenai Dampak Lingkingan (AMDAL) atau

Upaya Pengelola Lingkungan (UKL) dan Upaya Pemantauan Lingkungan (UPL), Izin Mendirikan Bangunan, dan Izin Penanaman Modal yang dikeluarkan oleh instansi yang berwenang.

Atas perhatian Bapak Menteri, kami ucapkan terima kasih.

PemohonMaterai Rp. 6.000

(Tanda tangan dan dicap)

Nama JelasJabatan

Tembusan- Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral

*) coret yang tidak perlu


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

a. Bupati/Walikota, untuk usaha penyediaan tenaga listrik baik sarana maupun energi listriknya berada dalam daerahnya maisng-masing yang tidak terhubung ke dalam Jaringan Transmisi Nasional.

b. Gubernur, untuk usakha penyediaan tenaga listrik lintas kabupaten atau kota baik sarana maupun energi listriknya yang tidak terhubung dengan Jaringan Transmisi Nasional.

c. Menteri, untuk usaha penyediaan tenaga listrik lintas provinsi baik sarana maupun energi listriknya yang tidak terhubung ke dalam Jaringan transmisi Nasional atau usaha penyediaan tenaga listrik yang terhubung ke dalam Jaringan Transmisi Nasional.



PERMASALAHAN YANG SERING DIPERTANYAKAN DAN

PENYELESAIANNYA

Status, 4 Februari 2011



ERMASALAHAN YANG SERING DIPERTANYAKAN DAN PENYELESAIANNYAP

SUB SEKTOR MIGAS

Peluang Investasi

Permasalahan/pertanyaan yang sering

muncul

Aturan Terkait Tahapan

PenyelesaianKeterangan

Penyiapan data Wilayah Kerja :•Survey

Seismic•Analisis

keekonomian Sumber Daya Alam

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

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

•Revisi UU No. 22 Tahun 2001 Tentang Migas dengan mengusulkan klausul Depletion Premium atau menggunakan dana PNBP dengan revisi UU No.20/1997 tentang PNBP

•Perijinan Surveyor Company diperbanyak

Telah ditetapkan dalam Prolegnas tahun 2011

Kontrak Bagi Hasil •Eksplorasi•Produksi•Pengem-

bangan lapangan

Penerapan Asas Cabotage Pada Kegiatan Usaha Hulu Migas

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

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

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

Tumpang tindih penggunaan lahan terutama kehutanan :• Ijin

penggunaan pakai kawasan kehutanan

• Pengakuan kontrak-kontrak penggunaan kawasan hutan sebelum berlakunya UU No. 41 Tahun 1999

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

•PP No. 26 Tahun 2007 tentang Tata Ruang

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

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

Status 4 Februari 2011


Peluang Investasi


muncul



Pembangunan Kilang Minyak Bumi

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

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

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

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

Pembangunan Floating Storage RegasificationUnit

Investasi infrastruktur gas domestik mahal karena jarak lokasi supply-demand gas jauh

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

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

PERMASALAHAN YANG SERING DIPERTANYAKAN DAN PENYELESAIANNYA

SUB SEKTOR MIGAS


SUB SEKTOR MINERAL DAN BATUBARA

Peluang InvestasiPermasalahan/

pertanyaan yang sering muncul



Pembangunan Pabrik Pengolahan dan Permurnian Mineral

•Pembangunan fasilitas pengolahan dan pemurnian mineral berkaitan dengan penyediaan energi.

•Kekhawatiran Investor atas jaminan pasokan bijih dari IUP Daerah.

•Undang-Undang Nomor 4 Tahun 2009 tentang Pertambangan Minerba, khususnya mengenai kewajiban untuk melakukan pengolahan dan pemurnian di Dalam Negeri.

•Peraturan Pemerintah Nomor 23 Tahun 2010 tentang pengusahaan pertambangan minerba, kewajiban untuk melakukan pengolahan dan pemurnian di Dalam Negeri tersebut paling lambat 5 tahun setelah UU 4/2009 terbit.

•Akan dilakukan Koordinasi dengan DJK, PLN, EBTKE, Pertamina, DJ Migas dan Pemda

•Akan dilakukan Koordinasi dan kerjasama dengan Pemerintah Daerah

Rencana akan dilaksanakan tahun 2011

Infrastruktur Angkutan Batubara

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

•Undang-Undang Nomor 23 tentang Perkeretaapian

•Undang-Undang Nomor 3 Tahun 1965 tentang Lalu Lintas dan Angkutan Jalan Raya

•Undang-Undang Nomor 17 Tahun 2008 tentang Pelayaran

•Peraturan Pemerintah Nomor 20 Tahun 2010 tentang Angkutan di Perairan

•Peraturan Pemerintah Nomor 56 Tahun 2009 tentang Penyelenggaraan Perekeretaapian

•Peraturan Pemerintah Nomor 72 Tahun 2009 tentang Lalu Lintas dan Angkutan Kereta Api

•Akan dilakukan koordinasi dengan Kementerian terkait

Rencana akan dilaksanakan tahun 2011






Peningkatan Nilai Tambah Batubara

•Belum adanya regulasi mengenai pengembangan batubara mutu rendah

•Kurang nya jaminan pasokan batubara untuk bahan baku briket.

•Undang-Undang Nomor 4 Tahun 2009 tentang Pertambangan Minerba, khusunya mengenai kewajiban untuk melakukan pengolahan dan pemurnian di Dalam Negeri.

•Peraturan Pemerintah Nomor 23 Tahun 2010 tentang pengusahaan pertambangan minerba, kewajiban untuk melakukan pengolahan dan pemurnian di Dalam Negeri tersebut paling lambat 5 tahun setelah UU 4/2009 terbit.

•Memfasilitasi minat investor asing untuk bekerjasama dengan pemegang IUP Batubara.

•Revisi Permen ESDM Nomor 46/ 2006 tentang Briket Batubara

Batubara untuk briket harga jualnya tidak kompetitif


SUB SEKTOR MINERAL DAN BATUBARA


SUB SEKTOR KETENAGALISTRIKAN





Pembangkitan Tenaga Listrik, Transmisi dan Gardu Induk

Harga jual listrik tidak mencerminkan nilai keekonomiannya

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

Pemenuhan Pemberian Subsidi dan Peninjauan kembali TDL

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

Pihak Swasta/IPP meminta Jaminan Pemerintah

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

Diusulkan untuk dimasukkan dalam proyek KPS

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

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

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

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

Penyediaan lahan (Perijinan, harga, sertifikattanahganda)

UU 41/1999 tentang Kehutanan, Peraturan Kepala BPN

Koordinasi antar instansi Kementerian BUMN, Kehutanan, ESDM, BPN, Pemda

Sosialisasi Peraturan Pembebasan Lahan terbaru, rencana akan dilaksanakan tahun 2011

Jaminan untuk Supply Energi Primer Untuk Pembangkitan

Kewajiban DMO Batubara dan Gas

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


SUB SEKTOR EBTKE

Peluang Investasi


muncul

Aturan Terkait Tahapan Penyelesaian Keterangan

Panas bumi

1. Harga listrik dari panas bumi

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

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

2. Potensi panas bumi yang berada di kawasan hutan konservasi

UU 41/1999, PP 68/1998

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

Bahan Bakar Nabati (BBN)

Pemberian insentif bagi pengusahaan BBN

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

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

Kementerian Pertanian; Kementerian Keuangan

Konservasi Energi

Belum adanya lembaga perbankan yang mau memberikan pendanaan bagi projectefisiensienergi.

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

Capacity Building untuk peningkatan pemahamantentangefisiensienergi

Konservasi Energi

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

•UU 10/1997, •UU 30/2007, •UU 17/2007, •PP 5/2006. PP

43/2006 (Perizinan Reaktor Nuklir),

•PP 5/2010 (Mandat unt. melakukan Studi Kelayakan PLTN)

Sedang dipersiapkan kebijakan dan regulasi untuk implementasi pembangunan PLTN




ENCLOSURE PERMASALAHAN INVESTASI SEKTOR ESDM

TAHUN 2011




NCLOSURE PERMASALAHAN INVESTASI SEKTOR ESDM TAHUN 2011E


SUB SEKTOR MIGAS

No Permasalahan Keterangan

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

• Kurangnya peminat calon investor terhadap penawaran Wilayah Kerja Migas dapat disebabkan oleh faktor kurangnya jumlah dan kualitas data (G&G) yang mendukung penawaran WK Migas.

• Berdasarkan Peraturan Menteri ESDM No 028 Tahun 2006 tentang Pedoman dan Tata Cara Pelaksanaan Survei Umum Dalam kegiatan Hulu Minyak dan Gas Bumi dinyatakan bahwa dalam rangka menunjang pelaksanaan penawaran WK Migas perlu dilakukan Survei Umum yang dapat dilakukan oleh Badan Usaha sebagai pelaksana.

• Kegiatan Survei Umum dilaksanakan oleh Badan Usaha dengan izin dari Menteri setelah mengajukan permohonan melalui Direktur Jenderal.

• Dalam rangka peningkatan jumlah dan kualitas data penunjang penawaran WK Migas, dengan mempertimbangkan keterbatasan anggaran pemerintah untuk melakukan survey umum, maka Menteri dapat meningkatkan jumlah Badan Usaha yang melakukan survey umum dengan memperlancar proses persetujuan ijin survey yang diajukan oleh Badan Usaha.

• Selain itu, mengingat keterbatasan dana Pemerintah untuk melakukan survey umum, maka upaya yang dapat dilakukan adalah dengan mengusulkan :- Memasukkan ketentuan mengenai “Depletion Premium”

dalam revisi UU No 22/2001 tentang Migas - Revisi UU No 20/1997 tentang PNBP, agar subsektor Migas

dapat menggunakan PNBP Migas



2 Penerapan Asas Cabotage Pada Kegiatan Usaha Hulu Migas

• Undang-Undang No 17 Tahun 2008 tentang pelayaran mengamanatkan bahwa kapal asing dilarang mengangkut penumpang dan/atau barang antar pulau atau antar pelabuhan di wilayah perairan Indonesia. Untuk kapal asing yang saat ini masih melayani kegiatan angkutan laut dalam negeri tetap dapat melakukan kegiatannya paling lama 3 (tiga) tahun sejak undang-undang tersebut berlaku.

• Dalam perjalanan waktu menjelang 3 tahun penerapan Undang-Undang No 17 Tahun 2008 tersebut, asas cabotage tidak dapat dilaksanakan secara konsekwen pada kegiatan eksplorasi dan produksi migas di perairan/lepas pantai, dikarenakan belum tersedianya atau belum cukup tersedianya kapal-kapal penunjang operasi migas berbendera Indonesia. Hal tersebut akan mengganggu kegiatan usaha hulu migas, khusunya yang berada di wilayah perairan/lepas pantai (offshore).

• Langkah yang telah dilakukan oleh KESDM adalah berkoordinasi dengan Kementerian Perhubungan untuk melakukan revisi Undang-Undang No 17 Tahun 2008 untuk menambah pasal barubahwakapalasingdenganspesifikasitertentumasihdapatmelaksanakan kegiatannya dalam hal kapal tersebut belum ada atau belum cukup tersedia yang berbendera Indonesia.

• Revisi Undang-Undang No 17 Tahun 2008 telah disampaikan oleh Presiden kepada Ketua DPR dan telah masuk dalam prioritas pertama Prolegnas tahun 2011.

• Pada Rapat Kerja tanggal 10 Maret 2011, Komisi V DPR RI meminta kepada Pemerintah untuk mengubah peraturan perundang-undangan di bawah undang-undang terkait ketentuan pengoperasian kapal untuk kepentingan kegiatan usaha minyak dan gas bumi lepas pantai (Offshore) yang bersifat khusus, dan tidak digunakan mengangkut orang dan/atau barang, selambat-lambatnya tanggal 17 April 2011. Selain itu, Komisi V DPR RI juga sepakat untuk melakukan pendalaman lebih lanjut mengenai perlu tidaknya mengubah UU No. 17 Tahun 2008 tentang Pelayaran.

• Pada tanggal 4 April 2011 diterbitkan Peraturan Pemerintah No. 22 Tahun 2011 tentang Perubahan atas PP No. 20 Tahun 2010 tentang Angkutan di Perairan.

• Pada tanggal 18 April 2011 diterbitkan Peraturan Menteri Perhubungan No. PM 48 Tahun 2011 tentang Tatacara dan Persyaratan Pemberian Izin Penggunaan Kapal Asing Untuk Kegiatan Lain yang Tidak Termasuk Kegiatan Mengangkut Penumpang dan/atau Barang dalam Kegiatan Angkutan Laut Dalam Negeri.

ENCLOSURE PERMASALAHAN INVESTASI SEKTOR ESDM TAHUN 2011

SUB SEKTOR MIGAS



3 Tumpang Tindih Penggunaan Lahan,

Terutama Kehutanan

• Undang-Undang No 41 Tahun 1999 tentang Kehutanan antara lain mengatur tentang pemanfaatan dan penggunaan kawasan hutan, kecuali pada hutan cagar alam serta inti dan zona rimba pada taman nasional.

• Banyak Kontrak Kerja Sama di bidang migas yang telah ditandatangani sebelum diundangkannya Undang-Undang No 41 Tahun 1999, dimana wilayah kerja tersebut sebelumnya bukan merupakan kawasan hutan yang terlarang, sehingga Kontrak Kerja Sama tersebut tidak dapat dilaksanakan.

• Terdapat beberapa Kontrak Kerja Sama yang terhambat, antara lain :a. KKKS ConocoPhillips (WK Warim) dengan wilayah Taman

Nasional Lorenz;b.PT.ChevronPacificIndonesia(lapanganPematangBow,

Aman, Bekasap South) dengan wilayah kawasan Suaka Margasatwa Balai Raja;

c. PT. BOB Bumi Siak Pusako-Pertamina Hulu (WK CPP) dengan wilayah kawasan Suaka Margasatwa Danau Pulau besar/Danau Bawah;

d. Pertamina EP Sangatta (Lapangan Sangatta) dengan Taman Nasional Kutai.

• Hasil RAKORSUS di POLHUKAM akan dilakukan amandemen UU No 41 Tahun 1999, dibentuk Tim lintas sektoral, Tim akan bekerja menyusun draft Perpu sampai batas waktu Februari 2011.

• Tindak lanjut Rapat KESDM tanggal 24 Januari 2011 telah disusun draft usulan revisi UU No. 41/2004 dengan manambahkan satu ketentuan bahwa semua perizinan usaha atau perjanjian kontrak kerja sama di bidang pertambangan dan energi yang telah ada sebelum diterbitkannya UU No 41 Tahun 1999 sebagaimana telah diubah dengan UU No 41 Tahun 2004, dinyatakan tetap berlaku sampai dengan berakhirnya izin usaha dan wajib mendapatkan izin pinjam pakai dari Menteri Kehutanan.

SUB SEKTOR MIGAS




4 Insentif Pembangunan Kilang Minyak Bumi

• Meningkatnya kebutuhan BBM dalam negeri dan meningkatnya impor BBM dikarenakan belum adanya pembangunan kilang minyak baru.

• Investor masih enggan untuk berinvestasi dalam pembangunan kilang minyak mengingat investasi kilang memerlukan biaya tinggi, resiko tinggi dan keekonomiannya marjinal.

• Pemerintah telah menerbitkan PP No. 62 Tahun 2008 tentang fasilitas pajak penghasilan di bidang penanaman modal di bidang-bidang usaha tertentu dan/atau daerah-daerah tertentu, yaitu :a. Pengurangan penghasilan netto sebesar 30% dari jumlah

penanaman modal dibebankan selama 6 tahunb. Penyusutan dan amortisasi dipercepatc. Pengenaan PPh atas dividen yang dibayarkan kepada

Subyek Pajak Luar Negeri sebesar 10% atau tarif tax treatyd. Kompensasi kerugian yang lebih lama dari 5 tahun dan

tidak lebih dari 10 tahun dengan persyaratan tertentu namun belum cukup ekonomis

• Untuk itu telah diusulkan tambahan insentif melalui Surat MESDM kepada Menteri Keuangan nomor 2843/14/MEM.M/2009 tanggal 10 Juni 2009 tentang “Usulan Pemberian Tambahan Insentif Investasi Bagi Proyek Pembangunan Kilang Minyak” yaitu berupa: a. Untuk barang Modal - Dibebaskan atau ditanggung pemerintah atas bea masuknya - Ditanggung pemerintah atas Pajak Dalam Rangka Impor (PDRI)-nyab. Untuk katalis dan suku cadang (spare part) untuk keperluan

operasional kilang - Ditanggung pemerintah atas PPn-nyaUsulan ini telah dilakukan pembahasan interdep dan disepakati untuk diusulkan fasilitas insentif berupa : fasilitas pajak pertambahan nilai, pajak penghasilan potong pungut/withholding tax, kepabeanan (custom duty), pajak daerah dan pungutan lain

SUB SEKTOR MIGAS



5 Insentif Pembangunan Floating StorageRegasificationUnit(FSRU)

• Lapangan-lapangan gas di Indonesia umumnya berada di lokasi yang sangat jauh dari pusat-pusat konsumen. Penggunaan pipa penyalur gas tidak dapat memasok kebutuhan gas yang terus meningkat. Untuk transportasi gas jarak jauh pencairan gas menjadi LNG dengan mendinginkannya hingga -1630C sehingga memudahkan transportasi pada jarak jauh dengan menggunakan kapal LNG. Untuk dapat digunakan di daerah oleh konsumen maka LNG yang diangkut oleh kapal harus diterima oleh fasilitas penerima,penampungandanregasifikasi(FloatingStoragedanRegasificationUnit/FSRU).FSRUadalahinfrastrukturyang sangat tepat digunakan untuk mengatasi kekurangan pasokan di beberapa wilayah yang terjadi di Indonesia atau untuk memasok gas ke daerah-daerah konsumen yang jauh dari sumber gas.

• Investasi yang diperlukan untuk pembangunan FSRU sangat besar dan sebagian besar masih menggunakan produk teknologi yang belum dihasilkan di Indonesia. Besarnya investasi yang diperlukan berakibat pada harga gas di konsumen akhir. Penurunan biaya investasi melalui pemberianfasilitasfiskalakanmembantumenurunkanhargagas di konsumen akhir sehingga mampu terjangkau oleh industri/konsumen kecil.

• Pembangunan FSRU meningkatkan penggunaan gas dalam negeridanmeningkatkandiversifikasienerginasionalsehingga meningkatkan ketahanan energi.

• Untuk merealisasikan pembangunan FSRU diperlukan insentif investasi. Saat ini telah diusulkan pemberian fasilitas pajak penghasilan terhadap pembangunan FSRU melalui perubahan PP No. 62 Tahun 2008 dan telah dibahas di Kantor Kementerian Koordinator Bidang Perekonomian.

SUB SEKTOR MIGAS




1 Harga Jual Listrik Tidak Mencerminkan Nilai Keekonomiannya

• Harga listrik PLN saat ini adalah 8,24 sen dollar AS per kWh atau sekitar Rp 735 per kWh , padahal biaya untuk memproduksi listrik diperkirakan sekitar Rp 1.008 per kWh. Walaupun terdapat subsidi listrik, pada kenyataannya subsidi listrik ditetapkan besarannya tiap tahunnya (UU tentang APBN). Hal ini mengakibatkan PT. PLN (Persero) melakukan penghematan sedemikian rupa agar besaran subsidi yang didapat tidak melebihi ketetapan.

• Dalam negosiasi dengan listrik swasta dalam hal pembelian listrik, PLN memiliki kecenderungan untuk menekan harga serendah mungkin (bahkan kalau bisa dibawah harga listrik PLN) dengan tujuan agar tidak melebihi besaran subsidi yang ditetapkan. Hal ini mengakibatkan waktu pengembalian investasi (pay back period) investor listrik swasta menjadi lama. Hal inilah yang mengakibatkan investasi penyediaan tenaga listrik kurang begitu diminati oleh investor swasta.

• Diperlukan adanya pembedaan antara tarif dan harga jual listrik, dimana selama ini investor mengeluhkan harga jual yang tidak mencapai keekonomiannya, sehingga direkomendasikan agar tarif listrik nantinya disesuaikan dengan harga jual listrik, terutama untuk kalangan konsumen mampu.




2 Pihak Swasta/IPP meminta Jaminan Pemerintah

• Kebutuhan investasi penyediaan tenaga listrik diperkirakan sebesar 80 triliun per tahun, sedangkan kebijakan subsidi yang hanya untuk menutup biaya operasi menyebabkan terjadinya ketidakpastian pendanaan untuk investasi.

• Program penugasan Pemerintah kepada PLN untuk percepatan pembangunan pembangkit listrik 10.000 MW tahap 1 sepenuhnya didanai oleh pinjaman. Sejak program ini digulirkan tahun 2006, PLN harus melakukan pinjaman langsung secara besar-besaran, baik melalui penerbitan obligasi internasional, maupun pinjaman kepada perbankan nasional dan internasional. Pada satu sisi, PLN melakukan pinjaman besar-besaran, sedangkan disisi lain struktur pendapatan PLN belum dibenahi sehingga neraca keuangan PLN memburuk.

• Kerjasama antara PLN dengan pihak swasta untuk investasi penyediaan tenaga listrik didasarkan pada hak dan kewajiban yang mengacu kepada alokasi risiko yang dapat dipikul oleh kedua pihak yang dapat menjamin keberlangsungan penyediaan tenaga listrik. Untuk memampukan PLN memikul risiko tersebut, PLN memerlukan dukungan kelayakan usaha dari Pemerintah, mengingat bahwa tarif PLN kepada pelanggan saat ini masih berada di bawah nilai keekonomiannya.

• Saat ini terdapat 3 tipe jaminan Pemerintah, yaitu pada proyek percepatan pembangkit tahap 1, tahap 2, dan proyek KPS (Kerjasama Pemerintah dan Swasta)

• Dirjen LPE melalui Nota Dinas Nomor 72/20/600.2/2011 tanggal 6 Januari 2011 menyampaikan konsep surat Menteri ESDM ke Menko Perekonomian yang berisi antara lain bahwa proyek IPP skema B to B, sebaiknya dimasukkan kedalam proyek KPS, agar mendapatkan jaminan Pemerintah.





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

• Terhadap tanaman yang mengganggu lintasan jaringan yang suatu saat berpotensi mengganggu jaringan SUTT/SUTET, PLN harus membeli/membebaskan tanaman untuk ditebang. Demikian halnya dengan rumah/bangunan yang terlalu tinggi (masuk ruang bebas), serta tanah yang akan ditempati Tapak Tower.

• PLN saat ini hanya memberikan kompensasi yang diatur dalam Keputusan Mentamben Nomor 975 Tahun 1999. Dimana kompensasi yang diberikan maksimal 10% dari Nilai jual Obyek pajak (10% x NJOP) dianggap tidak manusiawi. Sehubungan dengan hal tersebut, Pemerintah berencana untuk memberikan kompensasi yang layak bagi warga yang tanahnya dilalui oleh SUTT/SUTET.

• Saat ini sedang disusun RPP tentang Usaha Penyediaan dan Pemanfaatan TL dan Permen ESDM tentang Kompensasi.

4 Penyediaan Lahan (Perijinan, Harga, SertifikatTanahGanda)

• Proses ijin pinjam pakai dari Menteri Kehutanan yang memerlukan waktu yang lama mengakibatkan proses pembangunan penyediaan tenaga listrik menjadi terhambat.

• Kesepakatan mengenai harga tanah dengan masyarakat pemilik lahan seringkali mengalami jalan buntu yang mengakibatkan pembangunan penyediaan tenaga listrik menjadi terhambat.

• Perlunya koordinasi antar instansi Kementerian BUMN, Kehutanan, ESDM, BPN, Pemda, dan diperlukan adanya regulasi tentang pembebasan lahan.

• Sosialisasi Peraturan Pembebasan

5 Jaminan Untuk Supply Energi Primer Untuk Pembangkitan

• Tidak adanya jaminan kontinuitas supply energi primer untuk pembangkitan listrik khususnya batubara dan gas mengakibatkan terganggunya operasi pembangkit untuk PLTU Batubara dan mahalnya biaya bahan bakar akibat penggunaan BBM untuk pembangkit PLTGU akibat tidak adanya supply gas.

• Perlunya koordinasi antara PLN, PGN, Pertamina, Minerba, EBTKE (Pabum) dan Migas dalam hal kesepakatan harga jual maupun DMO Batubara dan Gas.




1 Pembangunan Fasilitas Pengolahan dan Pemurnian Mineral

a. Penyediaan Energi

• Sesuai dengan UU No 4 Tahun 2009 tentang Pertambangan Mineral dan Batubara, pada Pasal 102 mengenai kewajiban melakukan pengolahan dan permurnian di Dalam Negeri terhitung sejak terbitnya UU, saat ini jumlah produksi bijih yang ada belum seluruhnya dapat diolah di unit pemurnian yang ada di Dalam Negeri dikarenakan keterbatasan unit pemurnian yang ada, untuk itu perlu ditambah unit pengolahan dan pemurnian untuk dapat mengolah/ memurnikan bijih tersebut baik yang ada di wilayah Kontrak Karya maupun IUP-IUP lainnya yang tersebar di seluruh Indonesia.

• Untuk membangun unit pemurnian logam, dibutuhkan energi listrik yang besar. Saat ini sudah ada beberapa investor yang berminat untuk membangun unit pengolahan dan pemurnian diberbagai daerah, namun terhambat oleh tersedianya energi untuk proses pemurnian dan operasional kerja. Sedangkan biaya untuk membangun pembangkit sendiri sangat besar dan kebanyakan dari investor tidak mampu untuk membiayai pembangunan pembangkit listrik. Untuk itu diaharpkan peran Pemerintah untukmemfasilitasi pengadaan listrik di lokasi pembangunan pabrik pemurnian.

• Saat ini sudah selesai dilakukan Kajian Rencana Pembangunan Fasilitas Pemurnian khusunya untuk bijih bauksit di Kalimantan Barat, bijih nikel di Sulawesi Tenggara dan Emas/ Tembaga di Papua. Sebagai tindak lanjut, akan dilakukan sosialisasi di daerah terkait dengan lokasi kajiandengan para investor dan Pemda, kemudian akan dilakukan koordinasi dan kerjasama dengan Ditjen Kelistrikan, PLN, Ditjen EBTKE, Pertamina, Ditjen Miga dan Pemda pada tahun 2011, untuk mencari solusi bagi penyediaan energi menjelang batas limit waktu yang diamanatkan dalam UU No.4 Tahun 2009

b. Kekhawatiran Investor atas Jaminan Pasokan Bijih dari IUP Daerah

• Saat ini banyak terdapat IUP-IUP komoditas logam yang tersebar di berbagai daerah. Keseluruhan produk bijih yang dihasilkan dai IUP-IUP tersebut harus diolah di Dalam Negeri, sehingga dapat di ekspor dalam bentuk produk akhir yaitu logam.

• Telah diterbitkan Peraturan Menteri ESDM Nomor 25 Tahun 2008 tentang Tentang Tata Cara Penetapan Kebijakan Pembatasan Produksi Pertambangan Mineral Nasional

• Telah diterbitkan Peraturan Menteri ESDM Nomor 34 Tahun 2009 tentang Penguramaan Pemasokan Mineral dan Batubara untuk kepentingan Dalam Negeri.

• Telah diterbitkan Peraturan Menteri ESDM No. 17/ 2010 tentang Tata Cara Penetapan Harga Patokan Penjualan Mineral dan Batubara

SUB SEKTOR MINERBA




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

• Proyek Pembangunan Angkutan Kereta Api dan Pelabuhan BatubaradilaksakanolehPT.BukitAsamTranspacificRailway (PT. BATR) yang merupakan perusahaan patungan antaraPT.BA(10%),PT.TranspasificRailwayInfrastructure(80%), dan PT. China Railway Engineering Corporation (10%). Dibentuk pada 6 Agustus 2008.

• Pada 2014 ditargetkan total batubara PT. BA yang diangkut oleh PT. KA dari tambang Tanjung Enim ke Pelabuhan Tarahan dan Dermaga Kertapati menjadi sebesar 22,7 juta ton/tahun.

• Pemerintah Provinsi Kalimantan Tengah dan Bappenas tengah bekerjasama untuk merealisasikan Proyek pembangunan rel kereta api Angkutan Batubara Jalur Puruk Cahu – Bangkuang dengn skema kerjasama pemerintah dan swasta alias public private partnership (PPP). proyek rel kereta api sepanjang 185 km.

• Nilai investasi proyek rel keretaapi Purukcahu - Bangkuang itu semula ditaksir cuma US$ 1,5 miliar saja, akan tetapi kini menjadi US$ 2,2 miliar. Hal ini dikarenakan belum memasukkan biaya untuk perbaikan pelabuhan dan angkutan sungai di sekitar proyek,

• Proses pembebasan lahan pun sudah tidak bermasalah, hanya tengah menjalani proses ijin pinjam pakai di Kementerian Kehutanan.

• Perlu dilanjutkan kembali Tim Kerja yang pernah dibentuk oleh Ditjen Pemerintahan Umum – Kementerian Dalam Negeri untuk memfasilitasi penyelesaian permasalahan pengembangan rel kereta api terutama untuk mengkoodinir Pemda untk mendukung proyek tersebut.

SUB SEKTOR MINERBA



3 Belum Adanya Regulasi Mengenai Pengembangan Batubara Mutu Rendah

• Menetapkan regulasi yang mengatur nilai bagi hasil bagian pemerintah dari penambangan batubara mutu rendah.

• Mendorong pengusahaan batubara peringkat rendah di dalam negeri untuk memenuhi kebutuhan energi melalui paket insentif, seperti penentuan tarif nilai bagi hasil (PKP2B) untuk batubara mutu rendah.

• Meningkatkandiversifikasipemanfaatanbatubaramutu rendah nmelalui program pembakaran langsung, pengembangan briket batubara, pencairan batubara, gasifikasi,upgradingbatubara,denganmemperhatikanfaktor lingkungan.

• Memberikan insentif bagi investor (penambangan dan pengolahan) yang mengembangkan UBC, pencairan, dan gasifikasibatubara,antaralainjaminanhasilprodukdibelioleh pihak pemerintah.

Kurangnya Jaminan Pasokan Batubara Untuk Bahan Baku Briket.

• Telah diterbitkan Peraturan Menteri ESDM Nomor 34 Tahun 2009 tentang Pengutamaan Pemasokan Mineral dan Batubara untuk kepentingan Dalam Negeri.

• Mengubah komposisi penjualan dalam negeri dan ekspor yang saat ini 28 : 72, secara bertahap

SUB SEKTOR MINERBA




1 Berdasarkan UU No. 41 Tahun 1999 tentang Kehutanan dan PP No. 68 Tahun 1998 tentang Kawasan Suaka Alam dan Kawasan Pelestarian Alam • Tidak diperbolehkannya kegiatan

operasi panas bumi di kawasan hutan konservasi

• Diperbolehkan kegiatan operasi panas bumi di kawasan hutan lindung, namun diperlukan ijin pinjam pakai yang membutuhkan waktu yang tidak pasti

• Telah dilakukan inventarisasi potensi panas bumi di Indonesia, sebesar 70% berada di dalam kawasan hutan, yang terdiri dari :a. Distribusi titik potensi dari Badan Geologi : hutan lindung

17% & hutan konservasi 16 % b. Kapasitas potensi : hutan lindung 23% & hutan

konservasi 21%• Telah disampaikan surat MESDM No. 6980/20/MEM.E/2010

tanggal 2 November 2010 perihal Percepatan Penyelesaian Izin Pinjam Pakai Kawasan Hutan untuk Proyek PLTP

• Jawaban dari Menhut melalui Surat No. S.600/Menhut-VII/2010 tanggal 22 November 2010 bahwa Menhut sedang menyusun revisi Permenhut No. P.43/Menhut-II/2008 tanggal 10 Juli 2008 tentang pemanfaatan hutan diluar kegiatan kehutanan

• Izin pinjam pakai memerlukan rekomendasi dari Gubernut/Bupati/Walikota sesuai dengan kewenangannya yang membutuhkan waktu yang tidak pasti

• Telah dilakukan koordinasi antara DJEBTKE dengan Ditjen Perlindungan Hutan dan Konservasi Alam (PHKA) yang mengusulkan untuk merevisi PP 68/1998 bahwa panas bumi sebagai jasa lingkungan karena untuk menjadi energi yang renewable panas bumi harus menjaga eko-lingkungannya

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

• Karena pelaksanaan implementasi proyek pembangunan PLTN membutuhkan waktu yang cukup lama, maka diperlukan segera adanya kebijakan pemerintah pada tahap implementasi proyek tersebut.

• Undang-Undang Nomor 10/1997 tentang Ketenaganukliran memberikan payung terhadap pemanfaatan tenaga nuklir untuk maksud damai dan memberi keuntungan sebesar-besarnya bagi kesejahteraan dan kemakmuran rakyat.

• Segera dibentuk regulasi tentang kebijakan pemerintah pada tahap implementasi proyek pembangunan PLTN

• Perlu dibuat regulasi untuk industri pendukung pembangunan proyek PLTN

SUB SEKTOR EBTKE



3 Pemberian Insentif Bagi Perusahaan BBN

• Disamping pemberian insentif melalui Peraturan Menteri Keuangan Nomor 215/PMK.03/2010 tentang Pajak Pertambahan Nilai Ditanggung Pemerintah Atas Subsidi BBM, BBN, LPG Tabung 3 kg, Pemerintah melalui PT Pertamina (persero) juga telah diberikan subsidi kepada produsen BBN untuk setiap liter BBN yang dicampurkan ke dalam BBM.

• Permasalahan saat ini adalah perhitungan besar subsidi yang diterima oleh produsen BBN ditentukan berdasarkan indeks harga BBN melalui rapat Tim Harga BBN. Besarnya indeks harga BBN jenis bioetanol yang selama ini didasarkan pada harga publikasi Argus untuk Ethanol FOB Thailand sesuai dengan Keputusan Menteri ESDM Nomor 0219K/12/MEM/2010 belum sesuai dengan besarnya biaya produksi bioetanol di dalam negeri serta belum memperhitungkan biaya transportasi ke konsumen.

• Sedang dibahas revisi Keputusan Menteri ESDM Nomor 0219 K/12/MEM/2010 sehingga rumusan harga indeks BBN mempertimbangkan komponen-komponen harga produksi BBN dan transportasinya

4 Insentif Pendanaan Konservasi Energi • Bankbelummemahamitentangcostandbenefitdarigreenprojecttermasukproyekefisiensidankonservasienergisehinggatidakberminatuntukmendanaiproyekefisiensidankonservasi energi.

• ESCO belum dapat memberikan jaminan penghematan energiyangdiperolehdariprojectefisiensidankonservasienergi. Hal ini disebabkan antara lain karena kompetensi dari SDM ESCO masih lemah. Disamping itu kemampuan finansialESCOdalamnegerijugamasihrendah.

• Kegiatan capacity building untuk meningkatkan pemahaman tentangefisiensienergidankonservasienergikepadapihakperbankan direncanakan akan dilaksanakan pada bulan Maret 2011. Untuk meningkatkan kompetensi SDM ESCO, telah disusun standar kompetensi bagi auditor energi dan akan segera ditetapkan melalui PerMen ESDM.

• KESDM bersama dengan Bank Indonesia, Badan Kebijakan Fiskal dan Pusat Investasi Pemerintah sedang menjajagi skemainsentifpendanaanefisiensidankonservasienergiyang dapat diterapkan.

• KESDMsedangmenyusunpilotprojectpendanaanefisiensienergi dan konservasi energi, dimana pemerintah dapat memberikan insentif pendanaan, audit energi dan feasibility studi yang akan dilaksanakan oleh ESCO dalam negeri. Agar dapat memberikan jaminan penghematan energi sekaligus peningkatan capacity building, ESCO dalam negeri tersebut dapat bekerja sama dengan ESCO luar negeri.

SUB SEKTOR EBTKE


Informasi lebih lanjut, hubungi:

• Ditjen Migas :Jl. H.R Rasuna Said Kav. B-5 Kuningan Jakarta 12950, IndonesiaTelephone : 021-5268910 (hunting) ext. 191, 172, 177Fax. : 021-5268980www.migas.esdm.go.id

• Ditjen Listrik :Jl. H.R Rasuna Said Blok. X-2, Kav. 07-08Kuningan Jakarta 12950, IndonesiaTelephone : 021-5225180Fax. : 021-5256064, 5256066www.djlpe.esdm.go.id

• Ditjen Minerba :Jl. Prof. Dr. Supomo No. 10 JakartaTelephone : 021-8307577www.djmbp.esdm.go.id

• Ditjen EBTKE :Jl. Gatot subroto Kav. 49 Jakarta 12950Telephone : 021-52602024www.ebtke.esdm.go.id

buku investasi esdm indonesia final

Documents