maret 2013-pengembangan pengusahaan gas sintesis batubara

M&E, Vol. 11, No. 1, Maret 201354

Topik UtamaTopik UtamaTopik UtamaTopik UtamaTopik Utama

PENGEMBANGAN PENGUSAHAAN GAS SINTESIS BATUBARASEBAGAI BAHAN BAKU PUPUK

Sujarwo

Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Mineral dan Batubara "tek-MIRA"[email protected]

S A R I

Kebutuhan gas alam atau gas bumi terus meningkat, baik sebagai sumber energi dalam industrimaupun rumah tangga dan sebagai bahan baku dalam industri kimia seperti industri pupuk. Pasokangas alam yang tersendat telah berdampak pada penghentian sementara produksi pupuk di dalamnegeri. Gasifikasi batubara dicoba sebagai alternatif pemecahan masalah kekurangan pasokangas alam tersebut. Analisis terhadap ketersediaan gas alam dan batubara, serta analisis finansialmenyimpulkan bahwa prospek pengembangan pengusahaan gas sintesis batubara pada saat initidak bagus. Hal ini terutama disebabkan oleh harga batubara yang relatif tinggi dan ketersediaangas alam di dalam negeri yang menyebabkan harganya relatif lebih rendah dari pada gas sintesis.Investasi pengembangan gas sintesis berbasis batubara akan layak secara finansial pada saat ini(2011/2012), apabila harga batubara di bawah $ 50,-/ton dan harga gas alam di atas $ 7.50/mmbtu.

Kata kunci : gas alam, batubara, gasifikasi, gas sintesis

1. LATAR BELAKANG

Harga bahan baku pupuk terus meningkat.Sementara itu, permintaan terhadap pupuk punterus melonjak. Hal itu dipastikan akan membuatharga pupuk naik. Subsidi pupuk untuk petaniyang semula dianggarkan Rp 6,7 triliun, kinimenjadi Rp 17 triliun. Melonjaknya harga minyakdunia membuat banyak negara mengem-bangkan bahan bakar nabati untuk menggantibahan bakar fosil. Hal ini membuat kegiatan dibidang pertanian turut meningkat dan kebutuhanpupuk pun naik. Di samping itu Indonesiamemiliki sumber daya batubara sekitar 161milyar ton dengan jumlah cadangan terbuktisebesar 28,02 milyar ton (Direktur Jenderal Min-eral dan Batubara, Jakarta, 2011). Batubaramerupakan salah satu bahan baku gas sintesisyang dapat dimanfaatkan untuk menyubstitusigas alam sebagai bahan baku pupuk. Gas alam

yang mulai sulit didapat, telah mendorongpemerintah untuk melirik gas sintesis sebagaipenggantinya.

Selanjutnya, teknologi gasifikasi telahberkembang di dunia, tetapi belum diterapkan diIndonesia. Sementara itu, pada tahun 2010Puslitbang tekMIRA telah berhasil melakukangasifikasi batubara pada skala laboratorium. Halini memberikan harapan pengusahaan gassintesis dapat dikembangkan di Indonesia.Namun demikian, agar pengusahaan tersebutdapat dikembangkan, maka diperlukan suatudukungan kajian yang komprehensif untukmengetahui prospek investasi pengembangan-nya.

Beberapa peraturan perundang-undangan dapatdijadikan dasar hukum dalam pengembangangasifikasi batubara ini, di antaranya adalah:

55


Undang-Undang (UU) Nomor 4 Tahun 2009Tentang Pertambangan Mineral dan Batubara,UU Nomor 32 Tahun 2004 tentang PemerintahanDaerah, dan UU Nomor 25 Tahun 2007 tentangPenanaman Modal. Di samping itu juga telahditerbitkan beberapa Peraturan Pemerintah (PP)untuk mendukung pelaksanaan UU tersebut,antara lain: PP Nomor 23 tahun 2010, tentangPelaksanaan Kegiatan Usaha PertambanganMineral dan Batubara, Peraturan Menteri(Permen) Energi dan Sumber Daya Mineral(ESDM) Nomor 34 Tahun 2009, tentangPengutamaan Pemasokan Kebutuhan Mineraldan Batubara Untuk Kepentingan Dalam Negeri,PP Nomor 45 Tahun 2008 tentang KemudahanPenanaman Modal di Daerah. PeraturanPresiden (Perpres) juga telah diterbitkan berupaPerpres Nomor 28 Tahun 2008 tentangKebijakan Industri Nasional.

Oleh karena itu, pengembangan gasifikasimemberikan harapan yang besar sebagai salahsatu alternatif pemecahan masalah pasokan gasalam pada industri pupuk. Namun demikian,cadangan batubara dan gas alam yang besardi dalam negeri belum bisa mendukungpengembangan gasifikasi dalam skalakomersial, karena terkendala fluktuasi harga gasalam dan batubara yang cenderung terusmeningkat.

Tujuan dari kajian ini adalah melakukan kajianprospek investasi pengembangan gas sintesisbatubara.

2. METODOLOGI

Dalam kajian ini diterapkan metodologi penelitiansurvei, yaitu pemercontohan secara langsungke industri pupuk dan industri batubara yang adadi Provinsi-provinsi: Daerah Khusus Ibukota(DKI) Jakarta, Sumatera Selatan, KalimantanTimur, Nanggroe Aceh Darussalam (NAD), danJawa Timur. Kemudian ditunjang denganmelakukan koordinasi dan pendataan ke instansiterkait, seperti Kementerian ESDM, KementerianPerindustrian, Kementerian Perdagangan,Direktorat Jenderal Minerba, Direktorat Jenderal

Migas, Asosiasi Pengusaha Batubara Indonesia(APBI), BKPM, Dinas Pertambangan dan Energi.Di samping itu, digunakan metode penelitiannonsurvei, yaitu dilakukan di studio meliputipenelusuran referensi, pengolahan dan analisisserta penyusunan laporan. Untuk analisisinvestasi dilakukan melalui analisis cash flow,biaya dan harga.

3. HASIL DAN PEMBAHASAN

3.1. Ketersediaan Gas Alam Sebagai BahanBaku Pupuk

Masalah utama dalam produksi pupuk di dalamnegeri selama ini adalah ketidaklancaranpasokan gas alam sebagai bahan baku pupuk.Pasokan gas tersebut sering kurang atauterlambat sampai di lokasi-lokasi pabrik pupuk,meskipun pabrik pupuk tersebut berlokasi diwilayah atau daerah penghasil gas alam. Hargagas alam dunia yang cenderung terus meningkatmendorong pemerintah dan para operator untukterus mengekspor melalui kontrak jangkapanjang. Di samping itu juga tidak mudah untukmemperoleh persetujuan kontrak pembelian daripara operator, seperti Pertamina, Medco, danExon.

Namun demikian, beberapa kebijakan baru telahdibuat oleh pemerintah untuk menanganimasalah pasokan gas di dalam negeri. Terkaitdengan pemanfaatan gas bumi untuk domestik,pemerintah telah mengeluarkan Permen ESDMNo. 3 Tahun 2010 tentang Alokasi danPemanfaatan Gas Bumi Untuk KebutuhanDalam Negeri. Salah satu tujuannya adalah untukmenjamin ketersediaan gas bumi untukkebutuhan dalam negeri secara optimal denganmempertimbangkan ketersediaan infrastrukturdan keekonomian pengembangan lapangan gasbumi.

Selain kuota gas untuk masing-masing pabrikpupuk yang menurun, masalah lain jugadisebabkan oleh belum lengkapnya infrastrukturdistribusi gas tersebut. Infrastruktur dimaksudadalah jaringan pipa gas maupun terminal gas

Pengembangan Gas Sintesis Batubara Sebagai Bahan Baku Pupuk ; Sujarwo

M&E, Vol. 11, No. 1, Maret 201356


yang tersedia di lokasi pabrik pupuk. Selain itu,melambungnya harga gas dan minyak bumi dipasar global menjadi kesulitan lain yang dihadapikalangan industri dalam melakukan produksi.

Data terakhir untuk harga gas bumi yangdidistribusikan melalui pipa terlihat pada Tabel1.

Untuk mengatasi defisit gas tersebut,pemerintah telah menerbitkan Neraca Gas In-donesia 2010-2025 yang membagi neraca gasbumi Indonesia untuk 12 wilayah, yaitu: NAD,Sumatera Utara, Sumatera Bagian Selatan danTengah, Jawa Barat, Jawa Tengah, Jawa Timur,Kepulauan Riau, Kalimantan Timur, SulawesiTengah, Sulawesi Selatan, Papua dan Maluku.Berdasarkan pemutakhiran data supply-de-mand untuk 12 wilayah dapat diketahui bahwa:

— Data Neraca Gas Indonesia jangka pendek(2010), menunjukkan bahwa contracteddemand hanya dapat dipenuhi sebesar88,9% dari existing supply dan projectsupply. Hal tersebut disebabkan adanyapenurunan produksi dari lapangan gas bumiserta terjadinya keterlambatan produksi darilapangan gas bumi baru. Sedangkan daricontracted demand dan committed demandhanya dapat dipenuhi sebesar 75,7% dariexisting supply dan project supply.

NO PROVINSIHARGA

INDUSTRI($/MMBTU)

HARGA RATA-RATA INDUSTRI ($/MMBTU)

1 Sumatera Utara 6,61 – 9,99 7,902 Sumatera

Selatan5,63 – 9,92 8,08

3 Riau 7,37 7,374 Kepulauan Riau 7,37 7,375 Jambi 5,25 5,256 Banten 3,65 – 13,50 6,587 Jawa Barat 3,40 - 10 6,188 DKI Jakarta 6,75 – 8,77 7,359 Jawa Timur 6,55 – 8,77 7,16

TOTAL 7,03

Tabel 1. Harga jual rata-rata gas bumi melalui pipa per-provinsi

— Data Neraca Gas Indonesia jangkamenengah (2010-2014), menunjukkanbahwa contracted demand dapat dipenuhirata-rata sebesar 115% pertahun dariexisting supply dan project supply.Sedangkan dari sisi contracted demand dancommitted demand hanya dapat dipenuhirata-rata sebesar 81,7% pertahun dariexisting supply dan project supply. Haltersebut disebabkan oleh menurunnyakemampuan produksi secara alamiah danadanya kenaikan committed demand.

— Data Neraca Gas Indonesia jangka panjang(2010-2025), menunjukkan bahwacontracted demand dapat dipenuhi, bahkanmengalami over supply rata-rata sebesar148% pertahun dari existing supply danproject supply. Hal tersebut disebabkanadanya penambahan pasokan yangdiperkirakan dari mulai berproduksinyalapangan gas bumi yang berstatus projectsupply dan menurunnya contracted demandpada masa-masa akhir kontraknya.Sedangkan dari sisi contracted demand dancommitted demand hanya dapat dipenuhirata-rata sebesar 73% pertahun dariexisting supply dan project supply. Haltersebut disebabkan oleh menurunnyakemampuan produksi secara alamiah danadanya kenaikan committed demand.

57


Penerbitan neraca gas ini penting mengingatbesarnya potensi gas di Indonesia, yangmenurut Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumimencapai 334,5 triliun kaki kubik (status 2008).Sementara itu, cadangan gas bumi Indonesiasaat ini 170 triliun kaki kubik. Dengan produksigas bumi per tahun sekitar 2,87 triliun kaki kubikmenjamin Indonesia memiliki reserve toproduction (R/P) selama 59 tahun.

Untuk mengembangkan gas bumi, pemerintahjuga telah menerbitkan Keputusan MenteriESDM No. 0225.K/11/MEM/2010 tentangRencana Induk Jaringan Transmisi danDistribusi Gas Bumi Nasional tahun 2010-2025.Diharapkan dengan tersedianya landasankebijakan tersebut dapat memberikan kepastianhukum atas rencana pengembanganinfrastruktur sarana transportasi gas bumidomestik.

3.2. Ketersediaan Batubara Sebagai BahanBaku Gas Sintesis

Total cadangan batubara terbukti (provedreserve) di dunia menurut data dari WorldEnergy Council (WEC) tahun 2005 mencapai909 miliar ton, di antaranya 246 miliar ton adalahcadangan batubara di Amerika Serikat yangmemiliki cadangan batubara terbesar di dunia.Dengan kondisi ini, maka bila tidak ditemukancadangan baru, maka ratio R/P batubara duniaadalah 35.

Cadangan batubara Indonesia tidak begitu besar.Menurut data yang dikumpulkan oleh WorldEnergy Council (WEC) tahun 2005, Indonesiahanya mempunyai cadangan batubara terbuktiatau cadangan yang dapat diproduksi secaraekonomis 4,97 miliar ton, atau hanya 0,5% daricadangan terbukti di dunia. Angka ini berbedadibanding dengan angka dari KementerianESDM yang menghitung cadangan terbuktisebesar 6,9 miliar ton. Karena perkembangankegiatan eksplorasi, maka pada tahun 2009cadangan terbukti meningkat menjadi 18,8 miliarton. Peningkatan cadangan ekonomis jugaterjadi karena semakin tingginya harga batubara,sehingga cadangan yang sebelumnya tidakekonomis menjadi cadangan yang ekonomis.

Pada masa mendatang, produksi batubara In-donesia diperkirakan akan terus meningkat; tidakhanya untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri,tetapi juga untuk memenuhi permintaan luarnegeri (ekspor). Hal ini mengingat sumber dayabatubara Indonesia yang masih melimpah, di lainpihak harga bahan bakar minyak (BBM) yangtetap tinggi, menuntut industri yang selama iniberbahan bakar minyak untuk beralihmenggunakan batubara.

Jika dilihat dari potensi batubara yang ada di In-donesia, kegiatan eksploitasi batubara memangcukup menjanjikan dan dapat dijadikan sebagaisumber energi alternatif pengganti minyak bumi.Jumlah cadangan sebesar 104,94 miliar tondiharapkan mampu diproduksi selama 76,84tahun. Angka ini jauh di atas angka ratio R/Pdunia yang hanya sebesar 35.

Dari sisi konsumsi, hingga saat ini segmenpasar batubara di dalam negeri meliputipembangkit listrik tenaga uap (PLTU), industrisemen, industri menengah hingga industri kecildan rumah tangga. Dalam kurun waktu 2005-2010, konsumsi batubara di dalam negeriberkembang 12,40%. Di sini terlihat bahwakonsumsi terbesar dimanfaatkan untuk PLTU,sebesar 59,78%, dan sisanya dimanfaatkanuntuk kebutuhan industri lain. Hal ini tidakterlepas dari Kebijakan Energi Nasional yangsangat berperan dalam mendorong peningkatankonsumsi batubara dalam negeri.

Dari tren ekspor batubara yang peningkatannyasangat signifikan sekitar 16,00% per tahun, makapada tahun 2025 diproyeksikan akan mencapai438 juta ton. Kondisi tersebut tidak diharapkan,karena tidak sejalan dengan rencanapengembangan batubara Indonesia. Untuk tahun2025, jumlah rencana produksi sebesar 318 jutaton untuk memenuhi kebutuhan dalam negerisebesar 214 juta ton dan untuk memenuhipermintaan luar negeri sebesar 104 juta ton.Dengan demikian diperlukan aksi nyata untukpengawasan dan pengendalian ekspor batubaraagar kepentingan dalam negeri terlindungi.Batasan penerbitan izin penambangan yang barudan peningkatan produksi, seharusnya


M&E, Vol. 11, No. 1, Maret 201358


mendapatkan pengawasan yang lebih ketat.Namun hal ini tidak mudah dilakukan pada eraotonomi saat ini selama UU Nomor 32 tentangPemerintah Daerah tidak membatasi hal ini.

3.3. Teknologi Pembuatan Gas Sintesis

Hingga saat ini, produksi gas sintesis melaluigasifikasi batubara terus berlangsung karenacadangan batubara dunia yang begitu melimpah.Berdasarkan data BP World Energy Reviewtahun 2004, dengan tingkat produksi sebesar 4,9miliar ton per tahun (akhir 2003), cadanganbatubara terbukti dapat bertahan hingga 192tahun, sedangkan minyak dan gas, dengantingkat produksi saat itu, masing-masing hanyamampu bertahan selama 41 tahun dan 67 tahunsaja. Oleh karena itu, dengan mempertimbang-kan cadangan batubara yang dinilai mampubertahan hingga 192 tahun, maka kalanganindustri lebih memilih batubara daripada BBMdan gas untuk masa depannya. Hal ini jugadidukung oleh harga gas alam maupun BBMyang terus meningkat. Kondisi yang demikianmendorong teknologi gasifikasi terusberkembang, bahkan beberapa di antaranyatelah sampai pada tahap komersial.

Meskipun teknologi gasifikasi belum berkembangdi Indonesia, teknologi tersebut telahberkembang di luar, misalnya: Shell, Sasol Lurgi,GE, Ecust, E-Gas (U.S. Department of Energy,USA Gov., 2011). Dengan demikian, apabila In-donesia akan mengembangkan gasifikasi bagikepentingan industri domestik, maka harusmengadopsi satu atau beberapa teknologi yangsudah mapan tersebut yang sesuai dengankondisi di Indonesia. Pembayaran royalti kepadapemilik teknologi juga perlu mendapat perhatian,karena bila untuk keperluan industri, makaroyaltinya akan mahal.

Menurut Suprapto (2011), pada saat ini terdapat45 pabrik gasifikasi yang komersial di dunia dansebagian besar memanfaatkan gas tersebutuntuk bahan kimia, listrik dan bahan bakar. Cinamerupakan negara yang mengaplikasikanteknologi gasifikasi paling besar (26 pabrik)dengan berbagai sistem reaktor: fixed bed,entrained bed, dan fluidized bed.

Teknologi gasifikasi terus berkembang, salahsatu di antaranya adalah TIGAR yang merupakanpengembangan dari fluidized bed. Namundemikian untuk pengembangannya di Indonesia,selain masalah royalti, juga terdapat beberapakendala seperti diuraikan oleh Suprapto (2011)sebagai berikut:– Teknologi tinggi dan padat modal.– Pabrik gasifikasi harus terintegrasi dengan

pengguna (industri kimia).– Tidak ada jaminan pasar untuk produk

(syngas dan SNG).– Gas alam masih merupakan bahan baku

utama industri kimia terutama pabrik pupukurea.

– Belum ketatnya standar lingkungan(terutama emisi CO2).

– IGCC tidak bisa bersaing (harga listriknya)dengan PLTU batubara.

– Jika dirubah menjadi SNG perlu infrastrukturgas (terminal dan pipa transportasi).

3.4. Kelayakan Finansial dan EkonomiPengembangan Syngas

Untuk menilai kelayakan finansial pengembangansyngas sebagai bahan baku pupuk dilakukantinjauan dan bahasan hasil studi terdahulu yangdilakukan oleh instansi-instansi yang telahmelakukan studi tersebut. Namun demikian darienam kajian yang ada, hanya terdapat dua kajianyang dapat dibahas karena pertimbangankelengkapan data pada kajian-kajian tersebut.Oleh karena itu, pembahasan dilakukan untukkajian pada kerja sama antara PT. PupukSriwijaya (Pusri) dengan PT. Tambang BatubaraBukit Asam (PTBA) dan PT. Pusri Holdingdengan ARDEMIR, Sojitz Corporation, IHI.

• PT. Pusri dengan PTBAPengujian kelayakan finansial biasa dilakukanmelalui analisis cash flow. Demikian puladalam kajian yang dilakukan oleh PTBA danPT. Pusri. Parameter yang digunakan dalamanalisis finansial adalah investasi tersebutlayak apabila:– NPV (net present value)> 0– IRR (internal rate of return)>0

59


Hasil analisis menunjukkan bahwa kedua pa-rameter adalah >0, sehingga investasitersebut dinilai layak dengan kondisi investasiseperti pada tahun 2008 dengan hargabatubara yang sesuai dengan kondisi padawaktu itu.

Namun demikian, penilaian kelayakan padawaktu itu tidak dapat berlaku untuk tahun-tahun berikutnya, karena kondisinya yangsangat sensitif terhadap perubahan hargabatubara. Hal ini dapat dicermati pada hasilanalisis sensitivitas yang tertera padaGambar 1. Kenaikan harga batubara sebesar10% dapat berdampak pada penurunan IRRdari 13,22% menjadi sekitar 7%. Bila hargabatubara terus meningkat, misalnya sampai20%, maka IRR akan menuju negatif. Dataperkembangan harga batubara di Indonesiamenunjukkan bahwa harga tersebutcenderung terus naik sepanjang tahun.

Meskipun investasi tersebut dinilai layaksecara finansial, namun kelayakan finansialini hanya berlaku pada saat IRR >13,22%.Pada waktu nilai IRR sebesar 13,22%, maka

13,22% IRR14%

12%

6%5%-5%

0%

0% 10% 15%

Perubahan harga batubara

Gambar 1. Pengaruh perubahan harga batubara >15% terhadap IRR

NPV = 0, sehingga pada saat terjadi kenaikanharga batubara lebih besar dari 15%, makaterjadi penurunan nilai IRR, sehingga nilaiNPV menjadi < 0 (lihat Gambar 1). Olehkarena itu, bila NPV < 0, maka investasimenjadi tidak layak secara finansial.

Untuk batubara kalori rendah (<5.000 k kal/kg) terjadi peningkatan harga sebesar23,09%-25,08%. Peningkatan harga yangtinggi tersebut membuat IRR <0, demikianpula NPV <0. Jelas peningkatan ini secarafinansial sangat tidak menguntungkan bagiinvestasi gas sintesis.

• PT. Pusri Holding dengan ARDEMIR,SojitzCorporation, IHIPT. Pusri Holding melakukan analisis cashflow untuk menilai kelayakan finansial denganparameter IRR dan NPV. Dalam kajian ini,harga batubara merupakan variabel yangdominan, sehingga kelayakan investasi jugasangat dipengaruhi oleh variabel tersebut. Disamping itu juga dipengaruhi oleh tingkatharga gas alam.


M&E, Vol. 11, No. 1, Maret 201360


a) BiayaKelayakan finansial juga dinilai dariperbandingan biaya antara bahan baku gasalam terhadap gas sintesis batubara. Denganbahan baku gas alam, besar intermediatecost adalah sekitar $ 160,- sehingga investasisyngas dinilai kompetitif apabila besarintermediate cost lebih kecil dari $ 160.-.Batubara dari jenis Eco Coal dan C Coalmemenuhi kondisi ini (Gambar 2). Namundemikian, nilai kompetitif tersebut terjadipada harga batubara $ 15/t dan harga gasalam $ 4/MMBtu. Pada harga batubara $ 40.-terlihat tidak kompetitif.

Bila terjadi perubahan harga gas alam,misalnya kenaikan harga yang tinggi pada gasalam, maka penggunaan gas sintesisbatubara akan menjadi lebih kompetitifterhadap gas alam. Pada saat harga gas alamnaik menjadi $ 6/MMBtu agar tetap kompetitif,maka harga batubara harus kurang dari $ 38/t.

0

50

100

150

200

250

1 2 3 4 5

- Eco Coal- Coal C- Coal E- Natural Gas

Gambar 2. Evaluasi intermediate gas cost(Harga batubara $ 15/t dan gas alam $ 4/MMBtu)

Sumber: PT. Pupuk Sriwidjaja (Holding), 2007

Selanjutnya, harga batubara kalori rendahpada tahun 2009 berkisar antar $ 38,03/tsampai $ 50,75/t dan pada tahun 2010meningkat menjadi $ 47,04/t sampai $ 63,45/t. Dengan harga setinggi ini, maka syngasbatubara tidak kompetitif lagi.

Demikian pula bila terjadi penurunan hargagas alam, maka harus terjadi penurunan hargabatubara agar syngas menjadi kompetitif.Simulasi terhadap analisis sensitivitasmenunjukkan bahwa bila harga gas alam $3,43/MMBtu, maka intermediate cost akanmencapai sekitar $ 140/ton NH3. Hargabatubara pada kondisi tersebut adalah sekitar$ 13/t (Gambar 3 dan Gambar 4). Jadi nilaikompetitif syngas dari sisi biaya tidak hanyabergantung pada harga gas alam tetapi jugapada harga batubara.

b) IRR dan NPVDalam kajian PT. Pusri Holding harga keduaparameter IRR dan NPV adalah positif,sehingga investasi syngas batubara dinilaikompetitif terhadap gas alam. Proyeksi yangdigunakan dalam kajian tersebut untuk hargabatubara pada tahun pertama (2010) adalah$ 15/t dan pada tahun ke 20 (2030) adalah $18. Untuk harga gas alam diproyeksikansebagai berikut: pada tahun pertama $ 4/MMBtu dan pada tahun ke 20 adalah $ 6/MMBtu. Dengan kondisi ini, maka NPVselama 9 tahun pertama adalah negatif, danNPV berubah menjadi positif setelah tahun ke10. Nilai NPV pada tahun ke 20 adalah $260dengan IRR sebesar 10,4%.

Intermediate cost sangat sensitif terhadapperubahan harga batubara, sehingga selisihharga batubara yang sangat tinggi antaraharga proyeksi dengan harga pasar pada saatini berdampak pada peningkatanintermediate cost. Pada harga batubara(2010) mencapai $ 50/ton, makaintermediate cost meningkat berturut-turutdari $ 160/ton NH3 ke $ 200/ton NH3 dan $280/ton NH3 sesuai dengan peningkatanharga gas alam ( Gambar 5 dan Gambar 6).Hal ini akan berdampak negatif terhadap cashflow. Pada saat harga gas alam pada 2011juga meningkat menjadi $ 7.03/mmbtusehingga melebihi harga proyeksi, makakenaikan harga gas alam ini tidak banyakberpengaruh terhadap NPV dan IRR dalam

61


0

50

100

150

200

250

300

350

400

0 20 40 60 80 100Inte

rmed

iate

Gas

Cos

t ($

/ton

NH

3)

Coal Price ($/ton)

Analisis Sensitivitas

Coal E

ECO

4 $

5 $

6 $

3.43 $

Gambar 3. Pengaruh harga gas alam dan batubara terhadapintermediate cost

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0 20 40 60 80 100Inte

rmed

iate

Gas

Co

st($

/to

n N

H3)

Coal Price ($/ton)


ECO

3.43 $

xx

Gambar 4. Simulasi nilai intermediate cost pada harga gas alam$ 3.43/MMBtu


M&E, Vol. 11, No. 1, Maret 201362


0

50

100

150

200

250

300

350

400

0 20 40 60 80 100

Inte

rmed

iate

Ga

s C

ost

($

/to

n N

H3)

Coal Price ($/ton)


Coal E

ECO

4 $

5 $

6 $

Gambar 5. Simulasi nilai intermediate cost pada harga batubara $ 50/ton

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0 20 40 60 80 100

Inte

rmed

iate

Gas

Cos

t ($

/ton

NH

3)

Coal Price ($/ton)


Coal E

ECO

4 $

5 $

6 $

Gambar 6. Ssimulasi nilai intermediate cost pada harga gas alam $7.03/mmbtu

63


arti nilai NPV dan IRR tetap negatif, karenaintermediate cost yang tetap tinggi. Dengandemikian, secara finansial investasi syngastersebut tetap tidak layak.

4. KESIMPULAN DAN SARAN

4.a. Kesimpulan

a. Kelangkaan energi di dunia membuat hargapasar migas dan batubara membubungtinggi. Harga energi yang tinggi akanberdampak langsung pada kemampuanpemerintah dalam penyediaan energi yangmemadai untuk masyarakat dan industri.

b. Selama ini, gas alam diperlakukan sebagaikomoditas dalam peningkatan devisa.Dampak positifnya adalah dapat mendorongpendapatan nasional dan daerah,sedangkan kerugian yang timbul adalahtersendatnya produksi pupuk nasional.

c. Masalah utama dalam produksi pupuk didalam negeri selama ini adalahketidaklancaran pasokan gas alam sebagaibahan baku pupuk. Selain kuota gas untukmasing-masing pabrik pupuk yang menurun,masalah lain juga disebabkan oleh belumlengkapnya infrastruktur distribusi gastersebut. Infrastruktur dimaksud adalahjaringan pipa gas maupun terminal gas yangtersedia di lokasi pabrik pupuk. Di sampingitu juga tidak mudah untuk memperolehpersetujuan kontrak pembelian dari paraoperator seperti Pertamina, Medco, danExon.

d. Untuk mengembangkan gas bumi,pemerintah telah menerbitkan KeputusanMenteri ESDM No. 0225.K/11/MEM/2010tentang Rencana Induk Jaringan Transmisidan Distribusi Gas Bumi Nasional tahun2010-2025. Diharapkan dengan tersedianyalandasan kebijakan tersebut dapatmemberikan kepastian hukum atasrencana pengembangan infrastruktursarana transportasi gas bumi domestik.

e. Terkait dengan pemanfaatan gas bumi untukdomestik, pemerintah telah mengeluarkanPeraturan Menteri ESDM No.03 Tahun 2010

tentang Alokasi dan Pemanfaatan Gas BumiUntuk Kebutuhan Dalam Negeri.

f. Gasifikasi batubara dapat digunakan untukmenghasilkan gas bakar dan gas sintesis.Teknologi ini belum berkembang di Indone-sia, namun telah berkembang dandiaplikasikan secara luas di beberapanegara seperti: Cina, Afrika Selatan, USA,Belanda, Jerman, Republik Ceko, Ex-Yugo-slavia, Italia dan Jepang. Beberapaperusahaan yang mengembangkanteknologi tersebut adalah: Shell, Sasol Lurgi,GE, Ecust, E-Gas.

g. Sampai saat ini (2013) investasipengembangan gas sintesis berbasisbatubara untuk produksi pupuk di Indonesiabelum memiliki prospek yang baik, karenaharga batubara yang terus meningkat,sehingga pengunaan gas alam dinilai masihlebih ekonomis daripada gas sintesisbatubara.

h. Di samping pengaruh harga batubara yangterus meningkat, kelayakan investasi gassintesis batubara juga dipengaruhi olehharga gas alam di dalam negeri yang relatifmasih rendah.

i. Investasi pengembangan gas sintesisberbasis batubara akan layak secarafinansial pada saat ini, apabila hargabatubara di bawah $ 50,-/ton dan harga gasalam di atas $ 7.50/mmbtu.

4.b.Saran

a. Pemerintah secepat mungkin membanguninfrastruktur jaringan distribusi gas alam kelokasi industri pupuk maupun industri lainnyauntuk memperlancar pasokan gas alam,sehingga industri pupuk dan industri lain didalam negeri dapat berproduksi sesuai tar-get dan kapasitas produksinya.

b. Pelaksanaan Permen ESDM No. 3 Tahun2010 tentang Alokasi dan Pemanfaatan GasBumi Untuk Kebutuhan Dalam Negeri perludikawal dan diawasi dengan ketat, agar tidakmenjadi macan kertas yang tidak mampumencapai sasaran dan tujuannya.

M&E, Vol. 11, No. 1, Maret 201364


DAFTAR PUSTAKA

Direktur Jenderal Mineral dan Batubara, 2011,Mineral and Coal 2011, Direktur JenderalMineral dan Batubara, ESDM, Jakarta.

Keputusan Menteri ESDM No. 0225.K/11/MEM/2010 tentang Rencana Induk JaringanTransmisi dan Distribusi Gas Bumi Nasionaltahun 2010-2025.

Peraturan Menteri Energi dan SumberdayaMineral Nomor 34 Tahun 2009, tentangPengutamaan Pemasokan KebutuhanMineral dan Batubara Untuk KepentinganDalam Negeri.

Permen ESDM No. 3 Tahun 2010 tentangAlokasi dan Pemanfaatan Gas Bumi UntukKebutuhan Dalam Negeri.

Peraturan Pemerintah Nomor 23 tahun 2010,tentang Pelaksanaan Kegiatan UsahaPertambangan Mineral dan Batubara.

Peraturan Pemerintah Nomor 45 Tahun 2008tentang Kemudahan Penanaman Modal diDaerah.

Peraturan Presiden Nomor 28 Tahun 2008tentang Kebijakan Industri Nasional.

Undang-undang Nomor 25 Tahun 2007 tentangPenanaman Modal.

Undang-undang Nomor 32 Tahun 2004 tentangPemerintahan Daerah.

PT. Pupuk Sriwijaya., 2010, Pra Studi KelayakanGasifikasi Batubara Sebagai Bahan Bakudan Bahan Bakar Pabrik Urea dan AmoniakPT. PUSRI Palembang, ExecutiveSummary, PT. Pupuk Sriwijaya.

PT. Pupuk Sriwidjaja (Holding), SojitzCorporation, Ishikawajima-Harima HeavyIndustries Co., Ltd, 2007,Study on Integrationof TIGAR Gasifier into Ammonia Plant, TheAgency of Research and Development forEnergy and Mineral Resources, PT. PupukSriwidjaja (Holding), Sojitz Corporation,Ishikawajima-Harima Heavy Industries Co.,Ltd.

Suprapto, Slamet, 2011, Perkembangan danKemajuan Pemanfaatan Gasifikasi Batubaradi Indonesia, Balitbang Energi dan SumberDaya Mineral, Puslitbang Teknologi Mineraldan Batubara (tekMIRA), Presentasi, Bogor,18 Juli 2011.

Suprapto, Slamet,M.Sc., PerkembanganTeknologi Gasifikasi Batubara, Disampaikanpada Kolokium Pertambangan 2011,Balitbang Energi dan Sumber Daya Mineral,Puslitbang Teknologi Mineral dan Batubara(tekMIRA), Bandung 30 Nopember 2011.

U.S. Department of Energy, 2011, Gasificationin Detail, Gasifipedia, NETL, The EnergyLab., U.S. Department of Energy, USA Gov.

maret 2013-pengembangan pengusahaan gas sintesis batubara

Documents