Laporan Isu Strategis Energi Akhirperpustakaan.bappenas.go.id/lontar/file?file=digital/105497... ·...

ISU STRATEGIS

Evaluasi Perencanaan Infrastruktur Energi

Untuk Menunjang Peningkatan Efisiensi dan

Jaminan Pasokan

LAPORAN AKHIR

Direktorat Energi, Telekomunikasi dan Informatika

Badan Perencanaan Pembangunan Nasional

2005

Evaluasi Perencanaan Infrastruktur Energi Untuk Menunjang Peningkatan Efisiensi dan Jaminan Pasokan Laporan Akhir

Direktorat Energi Telekomunikasi dan Informatika Bappenas

2

DAFTAR ISI

DAFTAR IS ................................................................................................. I Bab I ....................................................................................................... 2 Pendahuluan.............................................................................................. 4 1.1 Latar Belakang ................................................................................. 4 1.2. Tujuan Penelitian/Kajian ................................................................... 5 1.3. Sasaran ........................................................................................... 5 1.4. Ruang Lingkup ................................................................................. 6 1.5. Output Yang Diharapkan................................................................... 6 1.6. Metodologi....................................................................................... 7 1.7. Pelaksana Kajian .............................................................................. 8

BAB 2 ....................................................................................................... 9 PERMASALAHAN PEMBANGUNAN ENERGI INDONESIA .................................. 9

BAB 3 ......................................................................................................14 KAJIAN MODEL ENERGI.............................................................................14 3.1. Kajian Model Energi Dunia..................................................................15 3.2 Kajian Model Energi Indonesia ............................................................24

Bab 4 ......................................................................................................30 PEMODELAN PERENCANAAN ENERGI INDONESIA......................................30 4.1 Reference Energy System ………………………………………………………………..31 4.2. Pemodelan Permintaan Energi ............................................................33 4.3. Modul Penyediaan Energi ....................................................................34 4.4. Modul lingkungan ..............................................................................42

BAB 5 ......................................................................................................44 ANALISA INFRASTRUKTUR ENERGI ............................................................44 5.1. Infrastruktur Minyak Bumi ...............................................................45 5.1.1. Kilang Minyak ................................................................................46 5.1.2 Sarana Distribusi BBM ....................................................................53 5.2. Infrastruktur Gas ......................................................................... …57 5.2.1. Kilang Gas......................................................................................58 5.2.2. Sarana Distribusi BBG......................................................................61 5.3 Infrastruktur Batubara .....................................................................65 5.4. Infrastruktur Listrik..........................................................................73 5.5 Infrastruktur Energi Regional.............................................................86

BAB 6 ......................................................................................................91 REKOMENDASI KEBIJAKAN ENERGI MIX DAN PENGEMBANGAN INFRASTRUKTUR ENERGI ..........................................................................91 6.1 Identifikasi Permasalahan Energi Sektoral..............................................91



3

6.2 Rekomendasi Kebijakan Penyediaan Dan Pemanfaatan

Energi Secara Terintegrasi (Energy Mix)…………………………………………… 95

LAMPIRAN:.............................................................................................110 SIMULASI LEAP.......................................................................................110



4

Bab I

Pendahuluan

1.1 Latar Belakang

Perencanaan Infrastruktur Energi saat ini masih belum optimal dan

cenderung masih berupa rencana perusahaan Perencanaan Pembangungan

Infrastruktur Energi di Indonesia perlu diperjelas strateginya. Pada dasarnya

ada 3 hal yang menjadi faktor penentu strategi. Pertama, potensi energi;

kedua, jenis permintaan energi; ketiga, faktor external seperti tax, technology,

investasi dsb. Pembangunan Infrastruktur Energi ditujukan untuk menjamin

adanya energy security di Indonesia. Bappenas sebagai perencana

pembangunan akan mengetahui secara pasti infrastruktur energi yang harus

dibangun. Dengan demikian krisis energi di Indonesia dapat dihindari.

Beberapa persyaratan yang harus dikaji lebih mendalam pembangunan

infrastruktur energi di Indonesia, yaitu (a) Infrastrukur energi existing,

(b)potensi sumber energi primer; (c) permintaan jenis energi primer dari

sektor rumah tangga, komersial dan industri; (d) Harga setiap jenis energi

primer; (e) Faktor lainnya seperti geografi, lingkungan, teknologi,

social/culture dan demografi.

Berdasarkan beberapa studi terdahulu, potensi sumber energi di Indonesia

mempunyai karakteristik sebagai berikut:

Cadangan energi primer yang besar dan sangat beragam ;

Ekspor sumber daya energi sangat vital terhadap ekonomi nasional;

Ekonomi domestik sangat sensitif terhadap fluktuasi harga energi di

pasar dunia;

Demand terhadap energi final di dalam negeri terus tumbuh dengan

pesat.

Selain itu, perencanaan pembangunan infrastruktur energi saat ini ditujukan

untuk :



5

Mengamankan pasokan energi untuk memenuhi kebutuhan dalam

negeri.

Menjamin ketersediaan sumber energi untuk ekspor

Memprioritaskan konservasi energi

Menjamin terlaksananya diversifikasi energi

Pencarian sumber-sumber energi dan pengembangannya tetap

dilanjutkan

Pemanfaatan sumber energi harus melindungi lingkungan

Ekspor minyak bumi harus terus dilanjutkan sebagai prioritas yang

penting dengan memperhatikan langkah-langkah untuk memperpanjang

waktu ekspor.

1.2. Tujuan Penelitian/Kajian

Tujuan dari penelitian ini yaitu:

1. Membuat perencanaan pembanguanan infrastruktur energi yang dibuat

berdasarkan suatu model dinamik proyeksi energi untuk energi primer

dan energi final. Model energi tersebut harus mempunyai input

parameter ekonomi (GDP), inflasi, jumlah penduduk, pertumbuhan

industri, rumah tangga, komersial.

2. Pembangunan infrastruktur energi yang dibangun harus diambil

berdasarkan proyeksi energi tersebut untuk seluruh Indonesia dan 5

buah pulau (Jawa, Sumatera, Kalimantan, Sulawesi, dan Irian Jaya).

3. Infrastruktur energi yang harus dikembangkan dalam rangka

memanfaatkan energi tersebut dari sumber energi ke konsumen.

1.3. Sasaran

Sasaran akhir yang hendak dicapai melalui studi ini yaitu:

1. Bappenas (Direktorat Energi, Telekomunikasi dan Informatika) sebagai

badan perencana nasional mempunyai grandstrategy pembangunan

infrastruktur energi dalam jangka menengah



6

2. Berdasarkan hasil Studi energy mix yang dilakukan pada tahun 2003 di

Bappenas dapat dipakai sebagai starting point dan dasar acuan

pengembangan infrastruktur energi.

3. Berdasarkan kajian ini, direktorat Energi, Telekomunikasi dan

Informatika akan mampu dengan kemampuan sendiri untuk

menganalisa perencanaan pembangunan infrastruktur energi pada

jangka menengah, mengingat telah tersedianya sebuah model dinamik

untuk kebutuhan energi dengan parameter/ input yang dapat diubah

dan disesuaikan dengan keadaan ekonomi Indonesia.

4. Kajiaan ini diharapkan menjadi acuan untuk melakukan kajian

kebutuhan infrastruktur energi yang lebih detil untuk sektor

transportasi, rumah tangga, industri dan komersial untuk setiap

wilayah/daerah/propinsi.

1.4. Ruang Lingkup

1. Mengumpulkan kajian mengenai pembangunan infrastruktur energi dari

berbagai sumber.

2. Melakukan kajian pemanfaatan energi yang disesuaikan dengan

keadaan demografi, teknologi, lingkungan, geografi.

3. Membuat neraca energi (demand-supply) untuk jangka menengah –

dengan membuat model LEAP untuk energi listrik sebagai contoh kasus.

4. Membuat mapping infrastruktur energi yang telah ada

5. Melakukan kajian pengembangan infrastruktur untuk memanfaatkan

energi dari sumber energi ke konsumen.

1.5. Output Yang Diharapkan

1. Mapping perencanaan infrastruktur energi jangka menengah di

Indonesia yang terdiri dari listrik, minyak, gas dan batubara.



7

2. Laporan komprehensif yang berisi perencanaan pembangunan

infrastruktur energi untuk jangka menengah yang berdasarkan proyeksi

kebutuhan energi jangka menengah.

3. Satu buah laporan komprehensif mengenai evaluasi dan rekomendasi,

serta analisa perencanaan pembangunan infrastruktur energi untuk

jangka menengah.

1.6. Metodologi

Kajian/studi ini akan dilakukan dengan melakukan pengumpulan data

sekunder, data inventarisasi studi-studi yang telah ada dan masukan dari

para narasumber. Hasil dari data primer dan sekunder tersebut selanjutnya

akan digunakan sebagai data dasar evaluasi dan perencanaan pembangunan

infrastruktur energi untuk jangka menengah.

Sebagai studi kasus akan dibuat khusus untuk energi listrik yang akan

dibuat model dan programnya. Untuk membantu kegiatan tersebut, maka

diperlukan bantuan pihak ketiga yang memiliki kemampuan permodelan dan

pemrograman komputer.

Perencanaan pembangunan infrastruktur energi akan dikembangkan

berdasarkan hasil kajian energi dan model yang telah ada. Infrastruktur

Energi yang dikembangkan harus dalam rangka pemanfaatan energi yang

efisien dan dalam rangka mendukung sektor yang lainnya seperti transportasi

dan industri.

Kajian-kajian Energi yang telah ada

Model yang telah ada

Kajian Bappenas

Kebijakan perencanaan infrastruktur Energi



8

1.7. Pelaksana Kajian

Kajian akan dilaksanakan secara swakelola dengan TPRK, FGD, dan Nara

Sumber, serta dibantu oleh pihak ketiga



9

BAB 2

PERMASALAHAN PEMBANGUNAN ENERGI INDONESIA

Pembangunan energi di Indonesia dihadapkan pada masalah pokok berupa

kesenjangan antara potensi sumber energi (energi primer) dan konsumsi

berbagai jenis energi. Sebagai contoh, rasio antara tingkat produksi dan

potensi cadangan minyak bumi sangat besar, sedangkan rasio energi panas

bumi pemanfaatannya lebih lama karena sifatnya sebagai energi terbarukan.

Tingginya pemanfaatan energi final perjenis energi masih belum proporsional.

Permasalahan lain yang dihadapi adalah sistem penetapan harga energi

yang belum mencerminkan nilai ekonominya sehingga tidak mendorong

penggunaan energi secara maksimal dan tidak mengembangkan prakarsa

masyarakat untuk melakukan penghematan energi. Sebagai contoh,

transportasi merupakan sektor yang boros dalam mengkomsumsi BBM.

Masih rendahnya tingkat diversifikasi energi juga merupakan salah satu

permasalahan. Hal ini ditunjukkan dengan ketergantungan terhadap BBM

masih tinggi. Pembangunan dan pangsa penggunaan energi selama ini masih

bertumpu kepada pengguna energi tidak terbarukan seperti minyak bumi,

padahal cadangan minyak bumi semakin menipis.

Masalah lainnya adalah belum efisiennya pemanfaatan energi oleh

konsumen rumah tangga, industri dan transportasi. Hal ini tercermin dari

perilaku pemilihan jenis energi untuk berbagai sektor yang belum efektif dan

konsumsi energi yang lebih konsumtif serta rendahnya tingkat efisiensi

peralatan.



10

Beberapa permasalahan lain di luar permasalahan utama di atas antara

lain meliputi: struktur harga, pajak dan subsidi untuk minyak yang telah

memperlambat kebijakan diversifikasi energi, sikap menunggu pelaku bisnis

tentang kebijakan pemerintah yang lebih kondusif untuk manajemen bisnis

di sisi hilir; ketidakpastian regulasi antara pemerintah pusat dan daerah,

kondisi keamanan dan politik yang tidak stabil; dan keterbatasan kemampuan

infrastruktur energi seperti kilang minyak dalam negeri.

Memperhatikan permasalahan klasik penyediaan energi nasional, potensi

sumber-sumber energi yang ada serta kecenderungan penggunaan energi

internasional dan regional termasuk memperhatikan perubahan berbagai

regulasi terkait, beberapa permasalahan pembangunan energi untuk lima

tahun mendatang dapat dirangkum sebagai berikut.

Terbatasnya I nfrastruktur Energi. Kapasitas infrastruktur terbangun

belum cukup untuk memenuhi kebutuhan energi final. Infrastruktur yang ada

pada umumnya sudah tua, terbatas, dan memiliki efisiensi yang rendah.

Infrastruktur tersebar tidak merata, dan sebagian besar belum terinterkoneksi.

Sebagian besar infrastruktur berorientasi pada BBM. Infrastruktur jenis energi

Gambar. Distribusi Konsumsi Energi

Final 2000-2003 (Juta SBM)

0 100 200 300 400

1994

1995

2000

2001

2002

2003

BBM Gas Batubara Listrik LPG

Sumber: Deartemen ESDM, 2004.



11

lainnya seperti gas, panas bumi, batubara dan energi lainnya masih sangat

kurang. Kapasitas kilang (1 juta bph) yang sudah menua tak seimbang lagi

dengan peningkatan konsumsi BBM yang tinggi (kini 1,3 – 1,4 juta bph). Ini

mengakibatkan impor minyak mentah dan BBM menjadi tinggi. Transmisi dan

distribusi BBM tidak efisien dan tidak mampu memenuhi perkembangan

permintaan dan dominasi moda angkutan darat dalam transportasi BBM masih

sangat besar. Untuk infrastruktur gas, ruas transmisi dan distribusi terbangun

masih sangat kecil dibandingkan potensi permintaan gas di dalam negeri

(listrik, industri, rumah tangga, transportasi). Infrastruktur pemrosesan gas

domestik masih terbatas dalam fase gas, belum dalam fase cair. Substitusi gas

bumi untuk terhadap BBM masih terlalu lamban. Sedangkan infrastruktur batu

bara, terutama untuk angkutan batubara dari lokasi penambangan ke pusat

konsumsi, khususnya di Jawa, masih sangat kurang.

Belum Terencananya Prospek Bisnis Energi. Bisnis energi masih

terlalu berorientasi untuk mendapatkan revenues secara cepat dan sangat

tergantung pada komoditi minyak bumi, khususnya minyak mentah. Disamping

itu juga kurang mempertimbangkan efisiensi dan nilai tambah dari proses

pengolahan di dalam negeri (sebagai bahan baku petrokimia) dan kurang

menyadari bahwa prospek era minyak bumi telah menyusut. Walaupun

pertumbuhan bisnis energi sangat tinggi, namun Indonesia belum secara baik

mengembangkan perencanaan jangka panjang dalam eksploitasi sumberdaya

energi, yang seharusnya ditunjukkan dalam bentuk rencana induk bauran

energi (energy mixed master plan).

Belum Efektifnya Manajemen Resiko. Prediksi terhadap resiko proyek

pembangunan energi sangat tinggi, khususnya karena minim dan kurang

akuratnya data/ informasi yang tersedia sebagai acuan perhitungan. Beban

investasi dan harga energi ditanggung pada fase awal pembangunan, yang

membuat harga energi menjadi sangat mahal. Contoh: proyek pembangunan



12

PLT Panas Bumi (geothermal). Market risk masih tinggi, khususnya karena

harga diatur pemerintah dan perubahannya tidak mudah diterima oleh

masyarakat. Persepsi terhadap country risk masih tinggi sehingga

membutuhkan government guarantee.

Belum Tuntasnya Regulasi. UU Minyak & Gas Bumi 22/2001 telah

diminta untuk direvisi oleh Mahkamah Konstitusi (MK) pada tahun 2004

terutama pasal-pasal yang berkaitan dengan kesejahteraan umum

sebagaimana diamanatkan oleh UUD 1945. Namun demikian, UU Migas juga

masih mempunyai masalah seperti: terlambatnya penyiapan PP Hilir, belum

berfungsi efektifnya Badan Pengatur Kegiatan Hilir Migas (BPH MIGAS), dan

belum diterbitkannya Master plan transmisi dan distribusi gas nasional.

Sementara itu UU Ketenagalistrikan No 20/2002 telah dibatalkan oleh MK.

Kurang Menariknya I klim I nvestasi. Karakteristik dari proyek

pembangunan infrastruktur energi yang membutuhkan biaya besar, teknologi

tinggi, waktu yang lama sebelum beroperasi; terlalu beratnya beban fiskal

dalam tahap eksplorasi dan di sisi hulu; kendala prosedur, regulasi, waktu dan

biaya yang menurunkan minat investasi; terbatasnya equity yang menurunkan

kemampuan memperoleh pinjaman; minat perbankan domestik yang masih

rendah untuk menanamkan modalnya dalam pembangunan proyek

infrastruktur energi

Besarnya Ketergantungan Kepada Pemerintah. Dominasi sektor

energi oleh BUMN yang masih sangat tergantung kepada pemerintah, pola

monopoli/duopoli yang berjalan menghambat tumbuhnya pola kompetisi,

beban asset dan kinerja operasi korporat belum menunjukkan efisiensi yang

layak, pemisahan secara akuntansi antara misi sosial dan komersial belum

jelas, dan investasi pengembangan masih memerlukan fasilitas pemerintah,

menyebabkan sebagian beban masih ditanggung oleh pemerintah.



13

Belum Efektifnya Kelembagaan. Belum sinkronnya pelaksanaan

pembagian wewenang dari pusat ke daerah, pemerintah dan swasta, serta

sektor dan regional. Badan Pengatur/Pengawas yang dibentuk belum berfungsi

efektif, sedangkan sebagian lainnya belum terbentuk, serta overlapping dan

kurang jelasnya tugas pokok dan fungsi dari lembaga-lembaga yang terlibat

dalam penanganan sektor energi, belum mencerminkan efektifitas dan efisiensi

restrukturisasi sektor.

Belum Tersusunnya Perumusan Konsep Keamanan Pasokan Energi

(Security Of Energy Supply) . Hal ini mengakibatkan tidak jelasnya arah

pengembangan potensi sumberdaya energi untuk pemenuhan kebutuhan

jangka panjang, harga energi (BBM dan listrik) masih diregulasi oleh

pemerintah dengan pola seragam, fixed, dan tidak tanggap terhadap

penyesuaian, dan restrukturisasi sektor energi belum dipertajam, baik yang

berkenaan dengan struktur final yang ingin dicapai, maupun pola migrasinya.



14

BAB 3

KAJIAN MODEL ENERGI

Pemodelan telah menjadi bagian yang sangat penting dalam perencanaan

energi nasional di beberapa negara sejak beberapa dekade yang lalu. Pada

awal pengembangan model energi telah disadari bahwa kompleksitas masalah

energi membutuhkan pendekatan yang menyeluruh, sehingga pilihan

kebijakan yang hendak diterapkan memiliki dasar yang baik. Perkembangan

dalam bidang komputasi yang ditandai dengan meningkatnya kecepatan dan

kemampuan kapasitas komputer turut membantu perkembangan dalam

bidang pemodelan energi.

Dalam catatan perkembangan pemodelan energi didunia, tampak bahwa

pada awalnya di era akhir tahun 70-an, usaha pemodelan energi yang

dilakukan di Amerika Serikat utamanya digunakan untuk pengkajian dampak

“impact assessments” dibandingkan sebagai alat untuk merancang kebijakan

energi nasional. Pada masa itu data dan asumsi pemodelan seringkali

diarahkan sedemikian sehingga sejalan dengan keinginan otoritas dalam

bentuk pengendalian regulasi (Munasinghe, 1993).

Di negara sedang berkembang, evolusi kegiatan pemodelan dapat dibagi

menjadi 3 tahapan. Tahap pertama ditandai oleh ketergantungan yang sangat

besar terhadap konsultan asing dalam memberikan dukungan analitis. Tahap

ini ditandai oleh adaptasi model “mainframe ” yang dikembangkan di Amerika

Serikat dan Eropa.

Tahap kedua ditandai dengan didirikannya institusi perencanaan energi,

dimana kegiatan pemodelan mulai dilakukan di dalam negeri masing-masing

negara oleh ahli lokal yang telah dilatih. Tahapan ini ditandai dengan mulai



15

munculnya komputer mikro dan munculnya apresiasi terhadap kondisi lokal

yang bersifat unik. Tahapan ketiga merupakan tahapan saat ini, dimana para

ahli lokal mulai dapat mengembangkan model energi ekonomi yang lebih

sesuai dengan kondisi di masing-masing negara sedang berkembang. Kegiatan

pemodelan energi saat ini, mampu dilakukan dalam platform komputer

personal dengan kemampuan komputasi yang memadai.

3.1. Kajian Model Energi Dunia

Secara garis besar perspektif model ekonomi energi yang ada di dunia

dapat diklasifikasikan menjadi 2 kelompok dasar yaitu model rekayasa dan

model ekonomi.

Model rekayasa melihat bahwa sistem energi merupakan kumpulan

dari berbagai jenis teknologi energi seperti batubara, minyak, gas bumi dan

energi terbarukan yang berkompetisi satu sama lainnya. Sepanjang waktu,

teknologi akan mengalami perubahan kinerja (efisiensi, biaya, kebutuhan

bahan bakar). Perubahan ini akan mempengaruhi pola penggunaan energi,

harga bahan bakar dan teknologi, dan harga energi. Model rekayasa yang

murni biasanya sangat sederhana dimana tidak ada umpan balik dari sektor

ekonomi (contoh harga energi tinggi akan menyebabkan rendahnya

permintaan energi). Sedangkan untuk model jenis ini yang baru beberapa

telah mempertimbangkan aspek ekonomi makro.

Model ekonomis menggambarkan bahwa sistem energi merupakan

bagian kecil dari aktivitas ekonomi makro. Asumsi-asumsi tentang perubahan

PDB, penggunaan kapital dan efisiensi diterjemahkan dalam pola perubahan

permintaan energi diantara beberapa sektor ekonomi lainnya. Pada waktu

yang sama ketersediaan berbagai teknologi energi akan menyesuaikan

neraca penyediaan dan permintaan.

Untuk melihat lebih jauh tentang klasifikasi model-model yang ada

dapat dilihat dari aspek-aspek berikut: perspektif yaitu pandangan model



16

terhadap sistem energi; cakupan geografi yaitu global, regional, nasional

atau lokal; jangka waktu yaitu pendek, menengah atau panjang yang

mencerminkan bagaimana model mempertimbangkan evolusi teknologi

energi ke depan; otonomi adalah tingkat dimana suatu model

menghubungkan antara informasi endogen yang ditimbulkan oleh model

terhadap masukan eksogen yang diberikan; proyeksi teknologi sangat

tergantung pada model sendiri dibanding dengan pengguna atau skenario;

dan disagregasi adalah tingkat kemampuan model untuk membagi sektor

energi atau aktivitas menjadi bagian yang lebih detail.

Keterkaitan antara aktifitas ekonomi dan energi secara keseluruhan

sangatlah kompleks. Pengaruh ekonomi makro pada sektor energi dapat

diilustrasikan bahwa pertumbuhan PDB akan mempengaruhi permintaan

energi, yang selanjutnya akan berpengaruh pada penyediaan energi,

investasi, harga energi, impor energi, investasi dan hutang luar negeri, dan

neraca pembayaran. Keterkaitan ini disebut keterkaitan top-down.

Tabel Klasifikasi model-model ekonomi energi.

Model Dibuat

oleh

Lingkup

geografik

Kurun

waktu

Tingkat

otonomi

Tingkat dis

agregasi

Perspektif Ekonomi

CRTM Global (5 wilayah) Panjang

(s/d 2100) Menengah Rendah

E3ME EC EU (14 wilayah) Menengah

(s/d 2100) Tinggi Menengah

EPPA MIT Global ( 12

wilayah)

Panjang


ERM ORNL Global ( 9 wilayah) Panjang


G-Cubed Brookings Global ( 12

wilayah)

Panjang


GEM-E3 EC Global ( 11 Menengah Tinggi Rendah



17

wilayah) (10 years)

Global 2100 EPRI Global ( 5 wilayah) Panjang


GREEN OECD Global ( 12

wilayah)

Panjang


WW Global ( 6 wilayah) Panjang


POLES 2.2 EC Global ( 26

wilayah)

Menengah

(s/d 2020) Menengah Menengah

Perspektif Rekayasa

CO2DB IIASA Tak Berlaku Saat ini

saja

Tak

Berlaku Tinggi

DECADES IAEA Generik (1 wilayah) Menengah

(s/d 2020) Rendah Menengah

Energy 2020 Systematic

Solutions Generik (1 wilayah)

Menengah

(20 yrs) Tinggi Menengah

IKARUS KFA J lich Germany (2

wilayah)

Menengah

(s/d 2020) Tinggi Tinggi

LEAP SEI Generik (1 wilayah) Menengah

(Unspec) Rendah Menengah

MARKAL IEA-ETSAP Generik (1 wilayah) Menengah

(s/d 45 yrs) Rendah Tinggi

NE21 Yokohama

National U. Global (10 wilayah)

Panjang

(s/d 2100) Menengah Tinggi

NEMS EIA USA (1 wilayah) Menengah

(s/d 2015) Tinggi Tinggi

PRIMES EC EU (12 wilayah) Menengah


An Apraisal of

UK Energy ETSU UK (1 wilayah)

Menengah

(40 yrs) Rendah Tinggi

European

Energy to

2020

EC Global (15 wilayah) Menengah


Global Energy

Perspectives IIASA Global (1 wilayah)

Panjang




18

SYRENE NOVEM

Netherland (1

wilayah)

Menengah


Model top-down ini lebih berfokus pada model ekonomi dan tidak

mementingkan potensi perbaikan efisiensi teknologi energi secara rinci, dan

hanya berdasarkan pada efisiensi masa lalu, sehingga lebih bersifat policy-

oriented tools. Parameter utama dalam model top-down adalah elastisitas

permintaan energi dalam menjawab perubahan PDB, elastisitas harga energi,

dan intensitas energi. Struktur model menggunakan fungsi produksi untuk

menentukan perubahan PDB sebagai fungsi dari modal, tenaga kerja dan

input energi.

Hubungan top-down

Hubungan bottom-up

Gambar Keterkaitan energi-ekonomi

Sebaliknya adalah pengaruh sektor energi pada sektor ekonomi

nasional, yang disebut dengan keterkaitan bottom-up. Misalnya pertanyaan

tentang bagaimana pengaruh inflasi dari kenaikan 2 kali harga energi yang

Penyediaan Energi

Penyediaan Energi

Investasi

Harga Energi

Neraca Pembayaran

Impor Energi

Foreign investment

debt service

Ekonomi makro



19

disebabkan oleh sistem energi, atau seberapa jauh pengaruhnya pada

pengurangan investasi sektor energi dari total investasi dalam sektor

ekonomi. Model bottom-up lebih fokus pada sektor energi dengan data

teknologi energi serta biaya produksi energi yang rinci. Permintaan energi

adalah variabel eksogen dalam ekonomi secara keseluruhan, dan model ini

sangat potensial dalam kebijakan meningkatkan efisiensi penggunaan energi

dengan biaya energi yang minimal atau mereduksi emisi polutan.

Tabel Sifat-sifat model Top-Down dan Bottom–Up

Criteria Top-Down Bottom-Up

Tingkatan disagregasi

Rendah : 1-10 sektor atau

aktifitas

Tinggi: merepresentasikan

berbagai jenis energi dan

penggunaan

Representasi perilaku

Menyeluruh tetapi kurang

rincian teknologi

Rinci pada tingkat aplikasi

tetapi tidak komprehensif

Berdasarkan input-output

makro/analisis ekonometrik

Berdasarkan data rekayasa

dan biaya

Representasi teknologi

Fungsi produksi

menentukan kemungkinan

substitusi

Gambaran aliran material

dan energi

Efek harga dan pendapatan

Asumsi pangsa pasar atau

optimisasi

Perubahan teknologi

Kemajuan teknologi

eksogen

Proyeksi efisiensi teknologi

Kurva pembelajaran

(learning curves)

Ekonometrik atau kalibrasi

pada suatu tahun saja

Analisis spread-sheet untuk

keperluan deskripsi Pendekatan metodologi

Pertumbuhan ekonomi

diestimasi atau eksogen

Model simulasi dan

optimisasi

Kesenjangan efisiensi

Tak ada kesenjangan

efisiensi kecuali pada subsidi

energi

Pasar energi tidak efisien



20

Criteria Top-Down Bottom-Up

Seluruh segmen pasar

berkompetisi penuh

Potensi penghematan

energi yang cost-effective

Penggunaan teknologi baru

dibatasi kondisi pasar

Asumsi mengenai

halangan pemasaran dan

biaya tersembunyi untuk

teknologi baru

Biaya menggunakan

teknologi baru terlihat pada

kelakuan pasar

Biaya tersembunyi

cenderung rendah

Biaya untuk mengurangi

halangan pemasaran

Tinggi

Rendah

Dari 2 kategori model tesebut memperlihatkan kelebihan dan

kekurangan berbagai struktur model ekonomi energi, sehingga kita dapat

memilih struktur mana yang terbaik untuk kebijakan energy mix di Indonesia

dan dapat dihindarkan resiko kesalahan dalam implementasi kebijakan energi

nantinya.

Tabel Karakteristik model-model energi-ekonomi

No

Model Fitur dan Asumsi

Utama Kelebihan Kekurangan

1. Pendekatan Ad-

hoc

Tujuan utama

untuk meng-

identifikasi

teknologi yang

cost-efficient dan

mengurangi emisi

CO2

Membandingkan

Kriteria cost-

effectiveness

untuk pering-kat

berbagai pilihan

Menentukan

prioritas pilihan

reduksi CO2

Struktur dan

Sudut pandang

energi dan

ekonomi tidak

konsisten

Tidak melihat

timing dan

interaksi antar

berbagai pilihan



21

No

Model

Fitur dan Asumsi


pilihan reduksi

emisi CO2 (misal

kebija-kan

substitusi bahan

bakar

Mengevaluasi data

teknologi secara

spesifik untuk

evaluasi pilihan

mitigasi CO2

asumsi masukan

lebih transparan

reduksi CO2

Mengabaikan

biaya transaksi

ekonomi yang

mungkin tinggi

2 Model optimisasi

sektor energi:

MARKAL,

MESSEGE

Fokus pada sektor

energi; pendekatan

bottom-up

Kompetisi penuh

antara berbagai

bahan bakar dan

teknologi

Data energi dan

teknologi yang

ekstensif

Pilihan energy mix

yang paling efisien

untuk memenuhi

kebutuhan

Memberikan

deskripsi energi

sistem yang

koheren dan

kompre-hensif

(energi primer,

ener-gi final, tek-

nologi energi)

Sesuai untuk

menilai dan

identifikasi

potensi efisiensi

Dapat menilai

kebijakan supply-

demand untuk

mengurangi emisi

GHG

Mengabaikan

efek umpan

balik kebijakan

reduksi GHG

pada sektor

perekonomian

lainnya

Tidak melihat

interaksi

kebutuhan-

harga

Kurang

menghargai

biaya kebijakan

mitigasi

Mengasumsikan

reaksi ideal

pasar terhadap

harga energi

3 Model optimisasi

sektor energi +

sektor ekonomi

lainnya:

Optimisasi sektor

energi

dihubungkan

dengan model

Mampu meng-

akomodasi efek

umpan balik

ekonomi

Representasi

sektor eko-

nomi non-

energi belum



22

No

Model

Fitur dan Asumsi


MARKAL-

MACRO, ETA-

MACRO

agregat ekonomi

Fungsi produksi

untuk ekonomi

nasional

Memanfaatkan

efek umpan balik

ekonomi

Memberi

perhatian pada

interaksi

pertumbuhan

ekonomi dan

kebutuhan energi

Mulai melihat efek

harga pada

konser-vasi dan

substitusi energi

Mengembangkan

model interaksi

dalam energi

sistem

memadai

Belum melihat

dampak

kebijakan

energi pada

berbagai sektor

4 Pendekatan

ekonomi makro:

HERMES, MIDAS

Deskripsi

hubungan sektoral

dalam suatu

ekonomi

Fokus pada

dampak jangka

pendek dari

kebijakan emisi

Bertumpu pada

hub. ekonometri

yang

merepresentasikan

perilaku

pengambilan

keputusan ekonomi

Memberiklan

analisis dampak

ekonomi akibat

umpan balik

kebijakan yang

rinci pada

tingkatan sektoral

Menghitung biaya

penyesuaian

karena kebijakan

pengurangan CO2.

Keabsahan

terbatas pada

batas lingkup

perkembangan

yang teramati

Mengamati

hanya

instrumen

kebijakan fiskal

Tidak sesuai

untuk

menangani isu

jangka panjang

(teknologi,

perubahan

perilaku.

5 Model

Jorgenson-

Wilcoxen

Menganalisis

alokasi sumber

daya jangka

Memberikan

dampak biaya

akibat kebijakan

Tidak

menggambarka

n penggunaan



23

No

Model

Fitur dan Asumsi


panjang

Pasar dan ekonomi

mencapai

kesetimbangan

melalui

penyesuaian harga

Pasar bekerja

efisien (tidak ada

halangan pasar,

biaya tersembunyi,

atau halangan

informasi

mitigasi termasuk

dampak

perdagangan

Memperkirakan

efek jangka

panjang mitigasi

CO2 pada

perubahan

struktural yang

koheren secara

makro

Menggambarkan

interaksi antar

sektor ekonomi

secara rinci

energi final dan

teknologi

Mengasumsikan

pasar selalu

berlaku efisien

Belum

merefleksikan

biaya

penyesuaian

jangka pendek

Model

dikalibrasi

dengan data

satu tahun saja

6 Pendekatan

Hibrid: HERMES-

MIDAS

Berusaha

mengkombinasi-

kan kelebihan

model bottom-up

dan top-down

Transfer informasi

antar model bisa

dengan hubungan

tetap maupun

berdasarkan pilihan

dan pertimbangan

pengguna

Kebijakan mitigasi

CO2 dipandang

dari sudut

ekonomi dan

teknologi

Kaya akan

deskripsi teknologi

dan efek umpan

balik pada

ekonomi

Alat untuk

perbandingan

kedua perspektif

Keterkaitan

formal

mensyaratkan

salah satu

model menjadi

model utama

Membutuhkan

waktu yang

lama dan

kompleks

Model informasi

memberikan

hasil yang tidak

unik



24

3.2 Kajian Model Energi Indonesia

Perencana energi di Indonesia melalui DESDM, BPPT, BATAN dan PLN

telah mengembangkan model energi dan/atau ekonomi bekerjasama dengan

institusi luar negeri untuk tujuan yang spesifik. Umumnya model yang

dikembangkan untuk sisi permintaan dan atau penyediaan energi, namun ada

pula model yang dikhususkan pada sisi kebutuhan energi saja.

Berbagai jenis model energi yang telah dipergunakan oleh berbagai

institusi di Indonesia antara lain:

MAED (Model For Assessment of Energy Demand)

Model ini dipergunakan untuk memprediksikan kebutuhan energi dan

listrik sektoral berdasarkan skenario sosio-ekonomi, perkembangan teknologi

dan demografi untuk jangka menengah dan jangka panjang. Pendekatan

yang dipergunakan adalah pendekatan bottom-up. Tingkat konsumsi energi

untuk setiap aktivitas dalam sektor masing-masing diakumulasikan untuk

mengetahui total kebutuhan masa depan dari listrik, bahan bakar fosil dsb. Di

Indonesia model MAED dipergunakan oleh Badan Tenaga Atom Nasional

(BATAN).

RESGEN (Reference Energy System Generator)

Seperti halnya dengan model MAED, model ini mempergunakan data

histories untuk memprediksikan kebutuhan energi sektoral masa datang, yang

ditampilkan dalam bentuk aliran energi dari sumber energi primer sampai

dengan sektor-sektor pengguna energi. Aliran energinya meliputi aktivitas

penambangan, pengilangan, konversi dan transportasi.



25

WASP (Wien Automatic System Planning Package)

Model ini banyak dipergunakan oleh negara yang sedang berkembang

untuk perencanaan system ketenagalistrikannya. Model WASP dapat

membantu perencanaan jangka panjang peningkatan (expansion) system

pembangkit daya, dimana batasannya ditentukan oleh pengguna. Batasan

yang dimaksudkan antara lain meliputi keterbatasan bahan bakar yang

tersedia, Pembatasan emisi, kehandalan system dsb. Ekspansi yang optimal

ditentukan dengan meminimisasikan total biaya. Model ini dipergunakan di

Indonesia oleh PLN.

ENPEP (Energy and Power Evaluation Programme)

Model ENPEP terdiri dari beberapa modul analisis yang dapat

diintegrasikan untuk melakukan analisis energi sampai dengan lingkungan.

Sebagai contoh Model ENPEP dapat mengintegrasikan modul MAED (untuk

memprediksikan kebutuhan energi dan listrik sektoral) dan modul WASP

(untuk perencanaan system ketenagalistrikan). Di Indonesia model ENPEP

dipergunakan oleh BATAN.

MARKAL (Market Allocation)

Model MARKAL merupakan model bottom-up yang berorientasi pada

teknologi energi. Diaplikasikan di Indonesia oleh BPPT bersama KFA dan GTZ

German. Model ini biasa digunakan untuk optimisasi strategi penyediaan

energi nasional. Model MARKAL adalah model optimisasi sektor energi suplai

untuk mendapatkan biaya energi mix minimum dengan pendekatan

pemrograman linier dinamik. Input, permintaan energi sebagai (variabel

eksogen), data teknik dan data biaya energi dan pilihan teknologi energi yang

relevan depan dan program instalasi teknologi untuk seluruh perekonomian



26

energi Indonesia. Keseluruhan negara dibagi kedalam empat daerah: Jawa,

Sumatera, Kalimantan, dan pulau-pulau lainnya.

Model MARKAL didukung juga oleh beberapa sub-model ekonomi seperti

MACRO. MACRO merupakan model top-down makroekonomi berdasarkan

model pertumbuhan jangka panjang neoclassical, yang berisikan tabel input-

output. Berdasarkan table input-output, proyeksi GDP, perkembangan sektor

industri dan parameter makroekonomi lainnya diproyeksi sampai tahun

tertentu. Sementara itu, Sub Model Demografi, DEMO, memprediksi

perkembangan populasi berdasarkan wilayah baik perkotaan dan pedesaan.

Berdasarkan hasil MACRO dan DEMO, permintaan energi dapat dihitung

dengan menggunakan sub model DEMI (Demand Energy Model for Indonesia)

dalam konteks penggunaan energi dan energi akhir.

Model Zooplan

Zooplan adalah model optimasi pembangkit tenaga listrik sebagai salah

satu model yang dikembangkan dalam studi EPPS (Energy Pricing Policy

Study). Model ini menggunakan optimasi pemrograman linier dalam pencarian

onkos pembangkit yang termurah dalam memenuhi kebutuhan tenaga listrik.

Kebutuhan tenaga listrik biasanya dinyatakan dalam dua besaran, yaitu

kebutuhan akan daya (dalam satuan Mega Watt) dan kebutuhan akan energi

(dalam satuan Giga Watt-hour). Kebutuhan daya ditentukan oleh besarnya

beban puncak (Peak Load), sementara kebutuhan energi ditentukan oleh

besarnya waktu pemakaian tenaga listrik

Berdasarkan dari asumsi kebutuhan listrik masa depan, sistem kelistrikan

dihadapkan pada berbagai pilihan jenis pembangkit tenaga listrik yang dapat

digunakan untuk memenuhi kebutuhan tersebut. Masing-masing jenis

pembangkit memiliki struktur ongkos investasi dan ongkos operasi serta

karakteristik operasional tersendiri. Pembangkit Listrik Tenaga Air (PLTA)

misakny dikenal sebagai pembangkit tenaga listrik yang memiliki ongkos

investasi yang tinggi, namun rendah ongkos operasinya. Sebaliknya



27

Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD) memiliki ongkos investasi yang

rendah, akan tetapi onkos operasinya tinggi. Kenyataan ini memungkinkan kita

untuk memiliki pembangkit tertentu yang diprioritaskan sebagai penyedia

energi beban dasar (Base Load) yang dihidupkan selama mungkin. Sementara

pembangkit yang lain sebagai pemasok energi beban puncak. Model kelistrikan

Zooplan dimaksudkan untuk mencari komposisi dan pola penggunaan

pembangkit yang mengjasilkan total ongkos termurah, baik ongkos investasi

maupun ongkos operasi yang harus dikeluarkan. Keluaran Zooplan adalah

Total Kapasitas Terpasang (Total Costructed Power Capacity) dalam MW dan

Total Produksi Energi Listrik (Total Energy Generated).

LEAP (Long-Range Energy Alternatives Planning)

Model LEAP digunakan oleh Pusat Informasi Energi di Departemen

Energi dan Sumber Daya Mineral. Pada tahun 2005 Bappenas dengan bantuan

hibah dari ADB juga mempergunakan model ini. Model ini memberikan

pendekatan perencanaan energi yang terintegrasi, terpercaya, dan terbaru.

Model ini sesuai untuk membuat evaluasi, atau estimasi energi pada negara-

negara berkembang atau industrialis, region dengan beberapa negara, atau

untuk kebutuhan lokal.

Model ini menyediakan bank data, instrumen untuk konfigurasi proyeksi

jangka panjang dari suplai dan permintaan, dan instrumen untuk

mengidentifikasi dan mengevaluasi pilihan kebijakan dan teknologi.

Model ini dapat diaplikasikan untuk waktu jangka panjang, maupun

periode tahunan. Obyektif dari model ini adalah melakukan analisa kebijakan

energi, analisa kebijakan lingkungan, penggunaan biomassa, analisa sebelum

melakukan investasi, dan perencanaan energi terpadu.



28

INDOCEEM (INDORANI Comprehensive energy Economy Model)

Model ekonomi untuk Indonesia pernah dilakukan oleh Monash University

berkerja sama dengan Pusat Informasi Energi DESDM. Model INDOCEEM

merupakan model kuantitatif ekonomi yang menggunakan model

keseimbangan umum terapan CGE (Computable General Equilibrium), dengan

persamaan identiik dengan model ORAINIG01. Sumber data INDOCEEM

adalah tabel input-output Indonesia tahun 2000 yang dibangun dari hasil

survey yang dilakukan oleh BPS, yang terdiri dari 97 industri dan 103 komoditi.

Model ini dibangun dengan menggunakan keterkaitan (linkages) antara

pelaku ekonomi seperti produsen, investor, rumah tangga, eksportir/ importir,

pemerintah dan tenaga kerja. Keterkaitan tersebut dapat melalui input,

konsumsi maupun pekerjaan. Perilaku masing-masing pelaku ekonomi

diterjemahkan ke dalam persamaan matematis yang diturunkan secara

konsisten dengan kaidah-kaidah teori ekonomi mikro.

Indonesia Energy Outlook by System Dynamic (INOSYD)

Model Indonesia Energy Outlook by System Dynamic (INOSYD) pada

mulanya dikembangkan oleh Pengkajian Energi Universitas Indonesia (PEUI)

sejak tahun 1997, model ini merupakan salah satu model energi yang

dikembangkan sendiri oleh PEUI. Pada model ini sistem energi nasional yang

digunakan dimodelkan dengan pendekatan sistem dinamik. Pada awalnya

model ini bisa dikategorikan sebagai model bottom-up, interaksi adalah satu

arah proyeksi parameter ekonomi makro akan berpengaruh pada sistem energi

dan lingkungan, tidak ada interaksi balik dari sisi sistem energi dan lingkungan

ke ekonomi makro.

Model sistem energi terdiri dari penyediaan energi dan permintaan energi

yang masing-masing bagiannya misalnya modul minyak bumi, gas bumi dan

batubara dimodelkan secara dinamik kecuali energi terbarukan menggunakan

pendekatan ekonometrik, sedangkan sisi permintaan energi dibagi menjadi

bererapa sektor yaitu industri, komersial, rumah tangga, dan transportasi serta



29

sektor listrik, kesemuanya dimodelkan secara dinamik. Sisi permintaan dan

penyediaan energi dihubungkan dengan modul neraca energi (reference

energy system/RES) yang mempertimbangkan aspek kinerja teknologi energi.

Modul Ekonomi Makro berisikan proyeksi PDB, populasi, harga energi

merupakan variabel eksogen, dan devisa sedangkan modul Lingkungan

mempertimbangkan interaksi sistem energi dan emisi polutan yang dihasilkan

oleh produksi energi dan penggunaan energi.

INOSYD adalah suatu program dari model sistem dinamis energi nasional

yang ditulis dengan piranti lunak Powersim Contructor. Powersim Constructor

adalah suatu pirantilunak untuk simulasi yang menggunakan metodologi

sistem dinamis. Program ini membuat "Small World " energi Nasional dimana

interaksi antar variabel dan perilaku variabel-variabel pendukung dapat

terlihat.



30

Bab 4

PEMODELAN PERENCANAAN ENERGI INDONESIA

Fokus utama yang dikembangkan dalam kajian ini adalah menyusun suatu

model dinamik energi nasional yang dapat memproyeksikan kebutuhan energi

primer dan energi final. Sebagai dasar dari pengembangan model energi mix

ini adalah model dengan LEAP

DemographicsMacro-

Economics

DemandAnalysis

TransformationAnalysis

StatisticalDifferences

StockChanges

ResourceAnalysis

Integrated Cost-B

enefit Analysis

Env

ironm

enta

l Loa

ding

s

(Pol

luta

nt E

mis

sion

s)

Non-Energy SectorEmissions Analysis

EnvironmentalExternalities

LEAP Calculation Flows

Gambar di atas memperlihatkan komponen penyusun model yang terdiri dari:

Permintaan Energi

Penyediaan Energi, dengan penyempurnaan Reference Energy System

pada sisi infrastruktur energi

Ekonomi Makro

Modul Lingkungan

Dengan demikian dilakukan pengkajian ketersediaan dan pengembangan

infrastruktur energi (konversi energi dan transmisi serta distribusi energi) yang

harus dilakukan dalam rangka memanfaatkan energi tersebut dari sumber

energi ke konsumen. Dalam model energi mix yang dikembangkan,

ditetapkan fungsi objektif optimisasi yaitu meminimisasi biaya energi mix



31

(minimum cost of energy supply) dari sistem energi nasional secara

keseluruhan dengan mempertimbangkan kendala (constrains) dari aspek

ketersediaan energi primer, jenis teknologi konversi dan utilisasi energi, aspek

ekonomi dan aspek lingkungan.

Dalam pemanfaatan energi, suatu sumber energi primer mengalami

berbagai tahapan proses sebelum dapat dipakai langsung oleh konsumen.

Proses tersebut dapat berupa pengkonversian suatu jenis energi ke bentuk

energi lainnya, pengilangan sumber energi menjadi berbagai jenis fraksi bahan

bakar, atau pentransmisian dan pendistribusian bahan bakar tersebut. Pada

setiap tahapan proses tersebut, penggunaan berbagai jenis teknologi, sarana

dan prasarana menimbulkan kehilangan energi, sehingga total energi terpakai

yang diberikan lebih kecil dibanding dengan energy resource.

Untuk menjelaskan hubungan dan jejaring antara kebutuhan energi per

sektor, infrastruktur transmisi dan distribusi energi, infrastruktur konversi

energi dan penyediaan energi primer maka pada bagian berikut diberikan

ilustrasi RES (Reference Energy System) untuk Indonesia, termasuk istilah

yang dipergunakan, paramater efisiensi dan fraksi yang terkait.

4.1 Reference Energy System

Hubungan antar energi dan proses yang terjadi di dalamnya dapat

digambarkan dalam suatu diagram jaringan system energi Reference Energy

System (RES) merupakan salah satu cara yang umum digunakan untuk

merepresentasikan aktivitas dan hubungan dari sebuah sistem energi. RES

bukan hanya sarana untuk menunjukkan energy balance, namun juga

berfungsi sebagai kerangka kerja analitis untuk memperkirakan besarnya

permintaan energi.



32

Primary Energy

SupplyConversionTechnology

End-UseTechnology

Demand forEnergy Service

Renewable, eg.- Biomass- Hydro

Mining, eg.- Crude Oil- Natural Gas- Coal

Import, eg.- Oil Products- Crude Oil

ssExport

Fuel ProcessingPlant, eg.- Oil Refineries- Gas Refineries

Power Plant, eg.- Gas- Coal- Renewable

Industry, eg.- Steam Boiler- Machinery

Commercial, eg.- Air Conditioner- Light Bulbs

Households, eg.- Refrigerator- Air Conditioning- Cooking

Transport, eg.- Gasoline Car- Diesel Car

Industry

Commercial

Household

Transport

Gambar Jaringan Sistem Energi

Berikut ini adalah berbagai istilah yang umum dipergunakan dalam

menggambarkan suatu sistem energi:

Energi Primer adalah Sumber energi yang terdapat secara alamiah di

alam (minyak mentah, batubara, gas bumi) tanpa pemrosesan lebih

lanjut.

Energi sekunder, yaitu Energi yang diturunkan dari pemrosesan sumber

energi primer melalui pengilangan, contoh: Produk Kilang Gas dan

Minyak

Energi Final, yaitu Energi Primer dan sekunder yang langsung

ditransmisikan untuk dimanfaatkan oleh final user(Rumah Tangga,

Komersial, Industri, Transportasi), sebagai contoh yaitu Listrik,

kerosene,dll.

Useful Energy adalah Energi Aktual yang dibutuhkan untuk melakukan

tugas dasar (Heating, Coocking, Lighting).

Relative Useful Energy adalah energi minimum yang dibutuhkan untuk

melaksanakan tugas tertentu dengan bantuan teknologi terkini.



33

Energi listrik transmisi dihasilkan oleh berbagai pusat-pusat pembangkit

tenaga (Power Generator) listrik PLN, karena akan memperkirakan demand

minyak yang dikonsumsi, maka yang akan dihitung hanyalah listrik dari

Pembangkit listrik berbahan bakar BBM yaitu Oil steam Turbine (MFO), Oil

Combine Cycle (MFO), Diesel Turbine (ADO), dan Diesel Engine (ADO). Fraksi

energi listrik (f) merupakan perbandingan antara energi listrik yang dihasilkan

oleh suatu Power Generator terhadap seluruh energi listrik yang dihasilkan

PLN.

4.2. Pemodelan Permintaan Energi

Permintaan energi dapat digolongkan menjadi permintaan energi listrik

dan non-listrik dari ke-empat sektor permintaan energi yaitu: industri, rumah

tangga, komersial dan transportasi. Untuk menggambarkan pemodelan

permintaan energi pada bagian berikut diuraikan pemodelan yang dilakukan

untuk sektor ketenagalistrikkan.

Peramalan kebutuhan energi listrik bukanlah suatu aktivitas yang

terisolasi. Peramalan kebutuhan energi listrik harus menggambarkan peran

dari tenaga listrik dalam kehidupan masyarakat. Kebijaksanaan pemerintah

serta keputusan strategis dari penyedia energi listrik adalah faktor penting

dalam menentukan permintaan energi pada masa yang akan datang.

Peramalan jangka panjang harus memperhatikan perubahan-perubahan

yang akan terjadi dimasa yang akan datang. Demikian juga, banyak

ketidakpastian yang timbul akibat dari perubahan persepsi masyarakat, sudut

pandang dan kebijaksanaan. Indonesia dalam waktu dekat ini akan memasuki

era pasar bebas (globalisasi), tentu saja hal ini merupakan salah satu faktor

yang akan akan mempengaruhi kebutuhan energi listrik Indonesia.



34

Sesungguhnya satu-satunya hal yang pasti dalam peramalan kebutuhan

energi listrik adalah ketidakpastiannya. Demand Side Manajemen dan

kebijaksanaan konservasi adalah kebutuhan tambahan dalam peramalan

beban, yang membuat peramalan kebutuhan listrik menjadi lebih rumit.

Peramalan yang tepat sangatlah sulit dilakukan. Namun melalui

pemodelan diharapkan diperoleh peramalan yang paling mendekati kejadian

yang aktual serta yang dapat mengadaptasi perubahan-perubahan yang

terjadi. Peramalan yang terlalu tinggi mengakibatkan pengeluaran modal yang

tidak perlu. Peramalan yang terlalu rendah akan mengakibatkan pertumbuhan

ekonomi terhambat. Semua ini pada akhirnya akan membebani konsumen.

4.3. Modul Penyediaan Energi

Secara garis besar modul penyediaan energi dalam model INOSYD

terdiri dari modul energi primer yang tersedia di Indonesia berupa minyak,

gas, batubara, energi terbarukan.

Sebagai contoh, alur pikir yang digunakan dalam penyusunan modul

penyediaan minyak bumi, dijelaskan pada bagian berikut ini.

Minyak Bumi dan Gas Bumi

A. Parameter Model

Struktur model minyak dan gas bumi dengan kegiatan eksplorasi dan

produksi dibangun berdasarkan gejala-gejala yang timbul di lapangan.

Parameter-parameter yang merupakan dasar pemodelan sistim dinamis

minyak dan gas bumi meliputi:

1. Cadangan minyak bumi dan gas bumi



35

Berdasarkan data geologi, Indonesia mempunyai 60 cekungan yang

potensial mengandung hidrokarbon. Dari 38 cekungan yang telah dieksplorasi,

14 cekungan menghasilkan minyak dan gas bumi.

2. Penemuan minyak bumi dan gas bumi

Penemuan cadangan minyak dan gas bumi dipengaruhi oleh beberapa

faktor, yaitu besarnya investasi yang ditanamkan pada bidang eksplorasi,

biaya yang diperlukan untuk menemukan cadangan tiap unit hidrokarbon dan

besarnya penemuan minyak dan gas bumi.

Kegiatan eksplorasi memerlukan waktu tiga sampai lima tahun. Ini berarti

investasi akan efektif setelah jangka waktu tiga sampai lima tahun. Bila total

investasi dan penemuan cadangan minyak dan gas bumi diplot maka

persamaan pola antara besarnya investasi dan cadangan yang ditemukan

dalam interval waktu yang berbeda dapat diperoleh (sekitar 4 tahun).

Dalam sistim dinamis tertundanya penemuan cadangan baru selama

empat tahun diformulasikan dalam bentuk delay material orde tiga. Dan

sebagai nilai awal delay digunakan rata-rata investasi eksplorasi selama empat

tahun terakhir.

Faktor penemuan gas bumi lebih kecil dibandingkan dengan faktor

penemuan minyak bumi. Hal ini disebabkan adanya kendala dalam

pengembangan lapangan gas, pemasaran, sistem transmisi dan sarana

distribusi serta resiko pengembangan gas bumi yang tidak hanya terbatas

pada investasi dan harga tetapi juga pada perkembangan kebutuhan dan

ikatan kontrak jangka panjang. Pada model ini digunakan faktor penemuan

minyak bumi sebesar 0,5 dan faktor penemuan gas bumi sebesar 0,1.



36

3. Biaya minyak bumi dan gas bumi

Biaya minyak dan gas bumi per barel ditentukan oleh biaya penemuan

dan biaya pengangkatan sampai permukaan. Biaya penemuan akan bertambah

dengan semakin berkurangnya cadangan potensial hidrokarbon yang belum

ditemukan yang disebabkan oleh menurunnya tingkat keberhasilan penemuan.

Pada awalnya eksplorasi hidrokarbon dilakukan di daerah-daerah yang mudah

terliputi, kemudian pencarian diteruskan ke daerah-daerah yang cukup sulit,

seperti lepas pantai bahkan laut dalam sehingga diperlukan pengeboran yang

lebih dalam dan biaya yang lebih besar.

Biaya total produksi per unit minyak atau gas bumi biasanya diperkirakan

dengan cara mengalikan biaya eksplorasi per barel minyak atau gas bumi

dengan sebuah konstanta. Untuk kasus di Indonesia harga faktor pengali

tersebut adalah 3 untuk minyak bumi dan 4 untuk gas bumi.

4. Inventasi di bidang eksplorasi

Bila keuntungan yang diperoleh meningkat maka modal yang

diinventasikan kembali di bidang eksplorasi semakin besar. Return on

Investment (ROI) merupakan indikator yang digunakan untuk menilai

keuntungan sebuah perusahaan. ROI didefinisikan sebagai perbandingan

antara keuntungan bersih kontraktor (setelah bagi hasil dan pajak) terhadap

biaya total tahunan. Sebagai catatan, investasi tidak mungkin bernilai negatif.

Oleh karena itu, bila keuntungan perusahaan bernilai negatif dalam arti

perusahaan mengalami kerugian, maka investasi perusahaan tersebut akan

nol.

5. Tingkat produksi minyak bumi dan gas bumi



37

Ada tiga faktor yang mengontrol laju produksi minyak maupun gas bumi,

yaitu besarnya permintaan, adanya kendala fisik formasi dan adanya campur

tangan kebijakan pemerintah. Pada model ini yang akan digunakan sebagai

pengontrol besarnya produksi adalah kendala fisik karena pengurasan

cadangan yang berlebihan akan menyebabkan kerusakan formasi.

Karena adanya kendala fisik, maka pada saat besarnya permintaan

melampaui tingkat produksi maksimum, produksi minyak maupun gas bumi

sama dengan tingkat produksi maksimum.

Rata-rata perbandingan cadangan terbukti terhadap produksi 10 tahun

akan digunakan dalam membatasi besarnya produksi minyak bumi dan 5

tahun untuk gas bumi dengan asumsi rekoveri gas dapat mencapai 20% dari

cadangan terbukti.

6. Bagi hasil minyak bumi dan gas bumi

Kebijakan bagi hasil yang sepenuhnya dibawah kontrol pemerintah

merupakan alat yang mengatur investasi eksplorasi. Ada beberapa macam

kontrak bagi hasil yang umumnya merupakan modifikasi dari kontrak bagi hasil

standar.

Pada kontrak bagi hasil standar pembagian bersih produksi antara

kontraktor dengan pemerintah adalah 85/15 pada lapangan minyak bumi dan

30/70 pada lapangan gas bumi. Khusus untuk lapangan minyak bumi ada

kebijakan Domestic Market Obligation (DMO), yaitu kewajiban kontraktor

untuk menjual 25% dari bagiannya ke pasar domestik dengan harga 15% dari

harga ekspor, dan diberlakukan setelah masa kontrak 5 tahun. Selain itu



38

kepada kontraktor dikenakan pajak pendapatan sebesar 48%. Pengembangan

selanjutnya akan disesuaikan dengan kebijakan baru yang berlaku.

7. Permintaan minyak bumi dan gas bumi

Permintaan minyak dan gas bumi terdiri dari permintaan domestik dan

permintaan ekspor. Sampai saat ini peran minyak bumi sebagai pemasok

kebutuhan energi domestik, khususnya sebagai penyedia bahan bakar untuk

transportasi yang laju pertumbuhannya sangat cepat, belum dapat digantikan

oleh energi lain.

Meskipun Indonesia termasuk negara penghasil dan pengekspor minyak

bumi, dalam memenuhi kewajibannya sebagai pemasok energi dalam negeri

berupa bahan bakar minyak, Indonesia tetap melakukan kegiatan impor. Hal

ini disebabkan karena belum mencukupinya kapasitas kilang dalam negeri

sehingga sebagian minyak mentah harus diolah di Singapura dan akan diimpor

kembali dalam bentuk produk kilang. Berdasarkan data, ekspor minyak

Indonesia cenderung mengalami penurunan, sedangkan impor minyak

cenderung meningkat. Sedangkan permintaan domestik terus mengalami

kenaikan.

Sedangkan konsumsi gas dalam negeri cenderung berfluktuasi. Pada

tahun 1985 sampai 1988 pemakaian gas dalam negeri mengalami penurunan.

Pada tahun 1989 pemakaian gas naik sebesar 18% dan turun kembali 4%

pada tahun 1990, dan tahun 1991 sampai 2000 mengalami kenaikan cukup

besar yaitu 31%.

8. Harga minyak bumi dan gas bumi



39

Harga minyak bumi menjadi faktor yang sangat penting dalam industri

minyak dan gas bumi. Seluruh kegiatan industri minyak bumi dan gas bumi

sangat dipengaruhi oleh harga minyak dunia. Pada model ini harga minyak

merupakan variabel eksogen yang berada diluar kontrol kebijakan pemerintah.

B. Struktur dan Algoritma

Minyak bumi dan gas bumi dapat digambarkan sebagai suatu aliran

material yang mengalir dari sumber aliran ke tempat penampungan. Untuk

mengalirkannya dari sumber diperlukan pengontrolan agar laju alirnya dapat

disesuaikan dengan tempat penampungan. Dalam proses industri minyak bumi

dan gas bumi, pengontrolan terhadap kebutuhan akan minyak bumi dan gas

bumi dilakukan dengan mengontrol laju penemuan (kegiatan eksplorasi) dan

laju produksi (kegiatan produksi).

Kegiatan eksplorasi dan produksi minyak bumi dan gas bumi merupakan

struktur umpan balik yang bersifat negatif (opposite) di dalam pemodelan. Hal

ini disebabkan minyak bumi dan gas bumi adalah sumber daya yang terbatas

dan tidak dapat diperbaharui (non-renewable resources). Kegiatan eksplorasi

dan produksi tersebut mengakibatkan cadangan minyak bumi dan gas bumi

akan mengalami penurunan. Penurunan tersebut bersifat asimptotik karena

kecepatan penurunannya mengalami penyusutan dengan menurunnya jumlah

cadangan.

Cadangan potensial minyak bumi dan gas bumi akan berkurang dengan

adanya penemuan. Biaya penemuan mempunyai korelasi yang erat dengan

sisa cadangan potensial yang belum ditemukan, dimana biaya penemuan

minyak bumi dan gas bumi akan bertambah dengan berkurangnya cadangan

potensial. Pada tahap awal, eksplorasi dilakukan di daerah yang sangat



40

mudah sehingga proses eksplorasi sendiri tidak mengalami proses pengeboran

dalam dan cadangan minyak bumi dan gas bumi dalam jumlah besar sering

ditemukan. Pada tahun-tahun berikutnya eksplorasi diteruskan ke daerah

frontier yang lebih sukar seperti lepas pantai atau bahkan laut dalam sehingga

diperlukan proses pengeboran dalam. Faktor tersebut menyebabkan biaya

penemuan menjadi lebih besar. Biaya penemuan tersebut sebanding dengan

biaya produksi (meningkatnya biaya penemuan akan meningkatkan pula biaya

total produksi). Sedangkan biaya total produksi mempunyai hubungan yang

berbanding terbalik dengan Return on Investment (ROI tahunan kontraktor),

karena ROI merupakan perbandingan antara keuntungan yang didapat dengan

biaya total tahunan.

Besarnya ROI sebanding dengan besarnya investasi pada eksplorasi

minyak bumi dan gas bumi. Semakin besar nilai ROI akan menyebabkan

semakin besar nilai investasi eksplorasi (karena nilai ROI akan mempengaruhi

besarnya bagian dari keuntungan yang akan diinvestasikan). Keputusan

investasi sangat dipengaruhi oleh kemampuan perusahaan dalam memperoleh

keuntungan yang diindikasikan oleh nilai ROI tahunan. Maksudnya, bila nilai

ROI tahunan besar, maka modal yang diinvestasikan dalam aktivitas

eksplorasi, diharapkan akan lebih banyak cadangan yang akan ditemukan.



41

Gambar Lingkar Umpan Balik Modul Migas

Cadangan terbukti terakumulasi dengan adanya penemuan minyak bumi

dan gas bumi. Sedangkan laju penemuan dikendalikan oleh besarnya investasi

di bidang eksplorasi yang berubah sebanding dengan perubahan nilai ROI

(sebagaimana disebutkan di atas). Nilai ROI akan bertambah dengan adanya

penambahan keuntungan. Sedangkan nilai pendapatan akan sebanding

besarnya bagian minyak bumi dan gas bumi yang diperoleh kontraktor.

Sedangkan besarnya minyak bumi dan gas bumi yang diperoleh tergantung

pada produksi minyak bumi dan gas bumi. Semakin besar jumlah produksi

maka akan membesar pula jumlah minyak bumi dan gas bumi yang didapat

kontraktor. Produksi yang lebih besar dimungkinkan dengan adanya cadangan

terbukti yang juga lebih besar.

Sektor pendapatan pemerintah dipengaruhi oleh besarnya minyak bumi

dan gas bumi yang diproduksi untuk kebutuhan dalam negeri dengan



42

mengurangi besarnya minyak bumi dan gas bumi yang diperoleh kontraktor

dengan kebijakan bagi hasil.

Sektor permintaan minyak bumi dan gas bumi dipengaruhi oleh besarnya

laju permintaan domestik dan laju permintaan ekspor.

Gangguan faktor eksogen terhadap pendapatan berasal dari harga

minyak, sedangkan faktor permintaan domestik dan ekspor sampai tingkat

tertentu akan berpengaruh terhadap tingkat produksi. Tingkat permintaan

domestik dan ekspor dibatasi oleh faktor pembanding antara jumlah produksi

terhadap cadangan terbukti. Faktor-faktor eksogen akan mempengaruhi

keseluruhan perilaku sistem.

Agar model dapat disimulasikan dengan menggunakan program aplikasi

simulasi komputer, maka model yang masih dalam bentuk struktur umpan

balik ini harus ditransformasikan ke dalam bentuk simbol-simbol yang dapat

dimengerti oleh bahasa pemrograman komputer (Powersim).

Untuk jenis energi yang lain seperti batubara indentik dengan minyak

dan gas, sedangkan untuk energi terbaruka menggunakan pendekatan yang

lebih sederhana karena keberadaanya sustain.

4.4. Modul lingkungan

Seperti halnya RES yang memiliki koefisien teknologi, maka untuk modul

lingkungan tiap–tiap jenis energi mulai dari eksplorasi energi primer, konversi,

pengilangan, transportasi dan end-use memiliki koefisien emisi masing-masing

baik untuk polutan CO2 maupun SOx dan NOx, sehingga apabila laju energi



43

yang diperlukan diketahui maka jumlah emisi yang dihasilkan oleh tiap-tiap

teknologi tersebut dapat dihitung sehingga keseluruhan emisi yang dihasilkan

untuk sistem seluruh Indonesia dapat dihitung.



44

BAB 5

ANALISA INFRASTRUKTUR ENERGI

Berkaitan dengan infrastruktur energi di Indonesia, secara garis besar

infrastruktur tersebut dapat dikatagorikan menjadi dua bagian besar, yaitu

infrastruktur yang sudah tersedia (existing) dan infrastruktur yang harus

dibangun pada masa yang akan datang. Dalam studi ini, secara khusus dikaji

ketersediaan dan pengembangan infrastruktur energi yang harus dilakukan

dalam rangka memanfaatkan energi tersebut dari sumber energi ke

konsumen.

Kebutuhan pengembangan infrastruktur energi di masa yang akan

datang dapat diproyeksikan menggunakan INOSYD, namun demikian model ini

belum secara otomatis dapat memproyeksikan kebutuhan infrastruktur

berdasarkan geografis. Disamping itu untuk sarana transportasi seperti

jaringan pipa dan listrik diestimasi dari perencanaan yang ada karena tidak

bisa dihitung secara langsung berdasarkan selisih antara permintaan dan

kapasitas yang tersedia. Dengan demikian, walaupun dapat diproyeksikan

besarnya kebutuhan pengembangan infrastruktur energi, masih tetap

dibutuhkan pertimbangan pakar (expert judgement) untuk menentukan lokasi

pembangunan infrastruktur tersebut.

Dilihat dari sisi penyediaan energi, yang dimaksudkan dengan infrastruktur energi, meliputi:

I nfrastruktur Konversi energi berupa Pembangkit Listrik, Kilang

Minyak dan Gas

I nfrastruktur Transmisi dan distribusi berupa pipa minyak dan

gas, jaringan listrik, dermaga dan depo penyimpanan BBM.

Berdasarkan permintaan energi baik energi listrik dan non-listrik yang

diproyeksikan maka besarnya infrastruktur yang akan dibangun merupakan

selisih antara permintaan energi dengan kapasitas infrastruktur yang tersedia.



45

Untuk kilang dan pembangkit listrik secara otomatis dapat ditentukan namun

lokasinya Pembangkit Listrik dan Kilang tersebut seharusnya diskenariokan

dengan pertimbangan lokasi sumber energi, lokasi konsumen dll, demikian

pula untuk transportasi energi, perlu diskenariokan jalur-jalur transmisi dan

distribuasi mana yang perlu dibangun dengan mempertimbangkan lokasi

sumber energi dan konsumen.

Dengan mempergunakan contoh optimisasi fraksi minyak bumi sebagai energi

primer dalam pemenuhan BBM, maka dapat diproyeksikan kebutuhan infrastruktur

energi untuk minyak bumi. Dalam hal ini Infrastruktur Konversi Energi Primer minyak

bumi yang dimaksudkan adalah kilang minyak, dimana BBM diproduksi melalui proses

distilasi dan konversi di dalam kilang dari minyak mentah. Selisih antara permintaan

BBM dan kapasitas kilang yang ada serta dengan memperhatikan faktor kapasitas

maka dapat ditentukan berapa besar penambahan kapasitas kilang yang diperlukan.

Besarnya investasi kilang didapat dengan mengalikan kapasitas yang diperlukan

dengan nilai investasi tiap unit kapasitas.

Pada kenyataannya biaya investasi, koefisien teknologi serta koefsien emisi

energi tidaklah konstan sesuai dengan perkembangan yang ada. Oleh sebab itu, pada

model energi mix besarnya investasi disimulasikan mengikuti perkembangan teknologi

tersebut atau dikenal sebagai Learning Curve teknologi terutama untuk pembangkit

listrik dan energi terbarukan atau teknologi baru.

Setelah produk kilang berupa BBM diproduksi maka BBM perlu

didistribusikan ke konsumen pengguna menggunakan infrastruktur transmisi

dan distribusi yang berupa pipa BBM, dan tangki timbun / Depo BBM.

Untuk menggambarkan ketersediaan dan kebutuhan pengembangan

infrastruktur energi yang berupa konversi energi dan transmisi dan distribusi, pada

bagian berikut diuraikan ketersediaan dan kebutuhan pengembangan infrastruktur

energi untuk masing-masing jenis energi.

5.1. Infrastruktur Minyak Bumi



46

5.1.1. Kilang Minyak

Sesuai Undang-Undang No. 22 Tahun 2001 tentang minyak dan gas bumi,

diatur bahwa kegiatan usaha bidang hilir minyak dan gas bumi meliputi usaha

pengolahan, pengangkutan, penyimpanan dan niaga terbuka untuk semua pelaku

ekonomi/bisnis, sehingga tidak ada lagi monopoli. Setiap badan Usaha dapat

melakukan kegiatan usaha bidang hilir migas setelah memperoleh I jin Usaha dari

Pemerintah yang penyelenggaraannya dilakukan melalui mekanisme persaingan

usaha yang wajar, sehat dan transparan. Dengan demikian diwaktu mendatang akan

ada banyak pemain-pemain baru bidang hilir migas, sehingga diperlukan pengaturan

kembali kegiatan usaha bidang pengolahan minyak dan gas bumi yang kondusif

dengan harapan dapat mengundang investasi dalam pembangunan kilang minyak dan

gas bumi dan infrastruktur pendukung lainnya seperti pipa transmisi dan depot.

Penambahan Kapasitas

Pemakaian BBM sebagai energi final sebesar 298,5 juta SBM, sedangkan BBM

untuk pembangkit Listrik sebesar 29,5 Juta SBM. Dari total permintaan BBM sebesar

dari total permintaan BBM sebesar 328 Juta SBM, pada tahun 2001 kilang dalam

negeri hanya mampu memasok BBM sebanyak 274 Juta SBM (83,5%), sehingga

setiap tahunnya harus mengimpor 54 Juta SBM. Kekurangan pasokan BBM dari kilang

minyak domestik merupakan akibat dari terhambatnya pembangunan beberapa kilang

minyak yang tertunda akibat krisis ekonomi.

Saat ini unit pengilangan minyak yang yang beroperasi mempunyai total

kapasitas 1,057 juta BPD atau setara dengan 348 juta SBM/tahun, sedangkan

kebutuhan dalam negeri 1,3 juta BPD (429 Juta SBM/tahun).

Tabel Kilang Minyak Yang Ada

No. Lokasi Realisasi (Mbpd)

1.

2.

Pangkalan Brandan

Dumai

5.0

120.0



47

No. Lokasi Realisasi (Mbpd)

3.

4.

5.

6.

7.

8.

9.

Sungai Pakning

Musi

Cilacap

Balikpapan

Cepu

Balongan

Kasim

50.0

135.2

348.0

260.0

3.8

125.0

10.0

Total Kapasitas 1.057,0

Sumber : Ditjen Migas - DMOM

Dimasa mendatang pada tahun 2020 diperkirakan Indonesia membutuhkan

suplai BBM sebesar 629 Juta SBM/tahun, dimana setara dengan kapasitas kilang

minyak sebesar 785,81 Juta SBM/tahun (kasus dasar). Sehingga diharapkan

tambahan kapasitas kilang sebesar 400 Juta SBM/tahun (1.212 MBSD), yang

diharapkan akan dipenuhi dengan membangun 8 unit kilang dengan kapasitas per

kilang 150 MBSD. Gambar berikut memperlihatkan hasil simulasi kebutuhan kapasitas

kilang minyak sampai tahun 2020.

Gambar Proyeksi Kapasitas Kilang Minyak

Dengan dibukanya peluang pembangunan kilang minyak oleh pihak swasta

sesuai dengan Keppres No. 31 tahun 1997 dan rangkaian restrukturisasi bidang



48

energi, dalam UU No. 22 tahun 2001 tentang minyak dan gas bumi mengatur bahwa

bisnis pengolahan minyak terbuka bagi investor-investor internasional, Hal ini

memungkinkan berkembangnya bisnis energi di Indonesia, sehingga selain keamanan

pasokan BBM dalam negeri terjamin, kelebihan produksi kilang-kilang tersebut dapat

diekspor dengan nilai tambah yang lebih tinggi dari pada mengekspor minyak

mentah. Walalupun demikian sampai saat ini belum ada realisasi pembangunan kilang

minyak oleh pihak swasta dikarenakan harga BBM dalam negeri yang masih

rendah selain belum adanya kepastian pengusahaan kilang minyak.

Lokasi Kilang

Dengan kapasitas terpasang kilang di Indonesia sebesar 1,057 juta

BPD, dimana minyak yang akan diolah disuplai dari titik-titik suplai dari dalam

negeri dan impor. Titik suplai tersebut merupakan stasiun-stasiun pengumpul

dari sumur-sumur minyak yang tersebar di sekitarnya. Kilang Minyak

Pangkalan Brandan mengolah minyak dari lapangan sekitar yaitu lapangan

Rantau, Pangkalan Susu dan Pangkalan Brandan. Kilang Minyak Dumai

memperoleh suplai minyak bumi dari lapangan minyak Duri, Lirik, Ketapa

Expan, SLC dan Selat Panjang. Minyak bumi yang diolah di Kilang Minyak Musi

disuplai dengan jalur pipa dari lapangan minyak sekitar Pendopo dan lewat

tanker. Kilang minyak Cilacap mengolah minyak bumi yang berasal dari impor

sebesar 35 %, sedangkan sisanya disuplai dari lapangan minyak Arjuna,

Attaka, Belida, Ido, SLC, Light Sweet dan Mid East Crude, banyaknya minyak

impor yang diolah karena karakteristik dari unit pengolahan Cilacap diharapkan

banyak menghasilkan base oil sebagai bahan baku minyak lumas. Kilang

Minyak Balikpapan banyak mengolah minyak bumi Indonesia yang berasal dari

lokasi suplai lapangan minyak Arbei, Arimbi sampai dengan Light Sweet. Kilang

Minyak Cepu mengolah minyak yang disuplai dari lapangan minyak sekitar

Cepu. Kilang Minyak Balongan mengolah minyak dari lokasi suplai lapangan

Duri dan SLC. Kilang Minyak Kasim mengolah minyak dari lokasi suplai



49

lapangan minyak di sekitarnya yaitu Walio. Untuk lebih jelasnya dapat dilihat

pada peta berikut.

P. Brandan

Dumai

Musi

Natuna

Balikpapan

EXOR -1

Cilacap ICilacap II

Kasim

Titik Supply Kilang

Minyak Mentah yang disuplai

Gambar Peta Pasokan Minyak Bumi Dalam Negeri

Apabila dilihat dari lokasi konsumen terdapat data suplai BBM ke

beberapa lokasi yang dilakukan oleh Pertamina dan dengan melakukan

pembagian wilayah suplai BBM saat ini menjadi 4 (empat) bagian yaitu:

Sumatera, Jawa-Bali-NTB-NTT, Kalimantan, Sulawesi-Papua dll, dapat

digambarkan suplai BBM ke lokasi konsumen seperti pada Tabel berikut ini

Tabel Daerah Suplai BBM

Daerah (Pulau) Jumlah Suplai BBM (kL) % Suplai

Sumatera 11.281.737 21.81

Jawa, Madura, Bali 32.330.830 61.96

Kalimantan 4.567.113 8.75

Sulawesi, Maluku, Papua 3.899.179 7.47

Total 52.178.859 100.00

Sumber : Buku Memori Pertamina (Realisasi Penjualan BBM Per Pulau 1999/2000)



50

Dari Tabel diatas memperlihatkan bahwa sebagian besar BBM (62%)

disalurkan ke pulau Jawa dan sekitarnya, selanjutnya Sumatra 22 %, Kalimantan 8,7%, dan Sulawesi dan sekitarnya 7,5%.

Apabila share distribusi diatas digunakan sebagai patokan penentuan

lokasi pembangunan kilang baru dengan melihat permintaan BBM dan kilang

minyak yang telah tersedia pada setiap daerah (Gambar 6.84) maka dimasa

mendatang dapat ditentukan prioritas lokasi pembangunan kilang BBM ke

depan, dengan rincian jumlah lokasi kilang BBM sebagai berikut: Sumatera 3

(tiga) kilang, Jawa-Bali-NTB-NTT 3 (tiga) kilang, Kalimantan 1 (satu) kilang,

Sulawesi-Papua dll 2 (Dua).



51

Kapasitas Kilang

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

2000 2005 2010 2015 2020 2025

Tahun

Juta

SB

M

Demand MinyakNasional

Kap Kil Nas

Demand MinyakSumatera

Kap Kil Sumatera

Demand Minyak Jawa

Kap Kil Jawa

Demand MinyakKalimantan

Kap Kil Kalimantan

Demand Minyak Sul-Papua

Kap Kil Papua

Gambar Selisih antara kapasitas kilang yang tersedia vs permintaan BBM regional

Tabel Rencana Pembangunan Kilang Minyak

No.

Lokasi Kapasitas Ribu Bpd Tahun Operasi

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

Sumbawa

Sabang

Tuban

Situbondo

Bontang

Selayar

Lampung

Bitung

150

150

150

150

150

150

150

150

2005

2005

2010

2010

2015

2015

2020

2020

Total Kapasitas 1200 ribu BPD



52

Gambar 6.85 Lokasi Kilang Minyak Yang Ada Dan Rencana

Biaya Investasi

Biaya investasi kilang minyak diestimasi dengan menggunakan Tabel berikut:

Tabel Komponen Biaya Pengilangan Minyak

Komponen Biaya

Investment Cost

O & M Cost

14.712 US $/BBL Cap./Day

0,38 US $/SBM

Sumber : Strategi Penyediaan Energi, 1999

Komponen biaya pada Tabel tersebut di atas sudah termasuk fasilitas

penyimpanan minyak mentah yang mampu menampung selama 7 (tujuh) hari

dan untuk produk 2 (dua) hari.

EXISTING

RENCANA



53

Berdasarkan estimasi biaya investasi tersebut maka pada tahun 2020

diperlukan investasi sebesar 17,3 milyar USD untuk biaya pembangunan kilang

minyak dan tangki timbun sedang pembangunan kilang minyak sendiri sebesar

17 miyar USD seperti dapat dilihat pada Gambar berikut ini.

Gambar Biaya Investasi Infrastruktur Minyak Bumi

5.1.2 Sarana Distribusi BBM

Depot BBM

Depot BBM berfungsi menerima dan menampung BBM didistribusikan

ke depot lainnya atau ke konsumen. Jumlah depot seluruh Indonesia sebanyak

175 terdiri dari 96 buah seafed depot, 25 inland depot dan 54 DPPU serta 12

terminal/ instalasi. Jumlah tangki timbun yang ada sebanyak 1,250 buah

dengan total kapasitas 3,6 juta kL.



54

Tabel :Komponen Biaya Depot BBM

Komponen Biaya

Investment Cost

O & M Cost

12,982 US $/BBL Cap.

0,70 US $/SBM

Sumber : Buku Memori Pertamina

Kebutuhan tambahan tangki timbun untuk masing-masing regional dapat diestimasi seperti terlihat pada Gambar berikut ini.

Demand Tangki Timbun

0.000

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

2000 2005 2010 2015 2020 2025

Tahun

Juta

SB

M

Demand T TimbunNasional

Demand T TimbunSumatera

Demand T TimbunJawa

Demand T TimbunKalimantan

Demand T TimbunSul-Papua

Gambar Kebutuhan Penambahan Tangki Timbun Regional Indonesia

Hasil simulasi pada tahun 2020 diperlukan tambahan kapasitas tambahan

tangki timbun sebesar 27,5 juta BBL (4,65 juta kL) seperti terlihat pada Gambar

berikut, dengan biaya investasi sebesar 355 juta USD.



55

Gambar Penambahan Kapasitas Tangki Timbun hingga 2020

Pipa Penyaluran BBM

Untuk keperluan distribusi BBM diperlukan suatu jaringan pipa untuk

mengalirkan dari kilang ke depot, dari depot satu ke depot lainnya. Panjang jaringan

pipa BBM dapat dilihat pada Tabel berikut ini.

Tabel Jaringan Pipa BBM Yang Ada

Lokasi Jarak (Km) Dia Pipa

Balongan – Jakarta

Cilacap – Tasikmalaya

Tasikmalaya – Padalarang

Tasikmalaya – Ujung Berung

Cilacap – Maos

Maos – Rewulu

210

127

131

91

20

161

16” & 16” & 16”

10” & 16”

10” & 16”

10” & 10”

10” & 12”

8” & 12”

Sumber : Pertamina



56

Tabel . Komponen Biaya Pipa BBM

Komponen Biaya

Investment Cost

O & M Cost

20 USD/inch dia/meter, 0,2427 USD/SBM

0,70 USD/SBM

Sumber : Pertamina, Rule-of-Thumb Average Cost Figure.

Diharapkan dimasa mendatang pengembangan kilang BBM (seperti Tabel 6-9) di

Pulau Jawa akan dibangun jaringan pipa BBM sepanjang Pulau Jawa, sehingga akan

mengurangi lalu-lintas angkutan BBM. Adapun rencana pembangunan jaringan pipa

BBM adalah sebagai berikut.

Tabel : Rencana Pembangunan Jaringan Pipa BBM

Lokasi Jarak (Km) Dia Pipa Tahun Operasi

Tuban – Semarang

Tuban – Surabaya

Surabaya – Situbondo

Situbondo – Banyuwangi

Situbondo – Jember

Surabaya – Malang

Malang – Lumajang

Mojokerto – Surabaya

Madiun – Mojokerto

Trenggalek – Rewulu

Trenggalek – Madiun

200

100

180

80

80

80

60

45

70

110

50

16” &16” & 16”

16” &16” & 16”

16” &16” & 16”

16” &16” & 16”

16” &16” & 16”

12” &12” & 12”

12” &12” & 12”

16” &12” & 12”

12” &12” & 12”

12” &12” & 12”

12” &12” & 12”

2005

2005

2005

2005

2010

2010

2010

2015

2015

2020

2020

Biaya yang diperlukan seluruh rencana diatas sekitar 916,8 juta USD



57

5.2. Infrastruktur Gas

Gas Bumi memiliki peran yang sangat penting dalam pembangunan nasional

yaitu sebagai sumber energi dan bahan baku dalam negeri dan sebagai

sumber penerimaan negara dan devisa. Peran Gas Bumi ini akan semakin

meningkat dimasa yang akan datang sejalan dengan meningkatnya kebutuhan

Gas Bumi didalam negeri dan menurunnya peran minyak bumi (yang

cadangannya terbatas) sebagai penghasil devisa bagi pembangunan nasional.

Cadangan Gas Bumi Indonesia diperhitungkan sebesar 179,961 TSCF (status 1

Januari 2005), terdiri dari cadangan terbukti (proven) P1 sebesar 97,256 TSCF,

cadangan mungkin (probable) P2 sebesar 44,816 TSCF dan cadangan

harapan (possible) P3 sebesar 37,888 TSCF (belum termasuk Blok Cepu P1 +

P2 sebesar 5,8 TSCF). Dengan asumsi produksi (produksi tahun 2004 sebesar

2.808 BSCF/tahun) dan cadangan tetap, maka cadangan Gas Bumi ini

diperkirakan dapat dimanfaatkan untuk jangka waktu kurang lebih 35 tahun

(perhitungan berdasarkan P1). Secara keseluruhan, cadangan Gas Bumi

Indonesia melebihi dari kebutuhan dalam negeri.



58

3.47

1.26

3.59

15.51

5.623.96

51.25

34.70

18.58

ACEH (NAD)

SUMATERACENTRAL

SOUTHSOUTH

KALIMANTAN

IRIAN JAYA (PAPUA)

GAS RESERVES (TSCF)

NATUNA

EAST JAVA

SUMATERA SULAWESI

INDONESIAN GAS RESERVESINDONESIAN GAS RESERVES

EASTNorthSUMATERA

WEST JAVA

PROVEN = 97.26 TSCF

POTENTIAL = 44.82 TSCF

POSSIBLE = 37.89 TSCF

TOTAL = 179.96 TSCF

0.43

3.69

Dec. 9, 2005

Gambar Cadangan Gas Indonesia 2005 (Sumber : Ditjen Migas, 2005)

5.2.1. Kilang Gas

Perdagangan LNG Indonesia dimulai sejak akhir dekade 1970-an

sebagai sumber energi baru berupa gas alam cair yang biasa disebut sebagai

LNG. Kilang LNG pertama di Indonesia terletak di Kalimantan Timur yaitu LNG

Badak di Bontang yang mulai beroperasi pada tahun 1977, yang kemudian

disusul dengan beroperasinya LNG kedua di Aceh, yaitu LNG Arun di

Lhokseumawe pada tahun 1978. Beroperasinya kedua kilang tersebut

menjadikan Indonesia sebagai pengekspor LNG terbesar di dunia sampai saat

ini. Pasokan ini merupakan sekitar 42 % pasokan LNG di kawasan Asia Pasifik

atau sekitar 30 % pasokan LNG dunia. Kilang LNG Arun yang beroperasi

dengan 6 Train dan Kilang LNG Badak dengan 8 Train. Masing-masing

dioperasikan oleh PT Arun NGL Co dan PT Badak NGL.



59

Untuk perkembangan LPG, LPG yang berasal dari kilang minyak cenderung

meningkat sejalan dengan kenaikan volume pengolahan minyak bumi oleh

kilang minyak domestik. Sebaliknya LPG dari kilang LNG cenderung menurun

akibat turunnya produksi LNG. LPG dapat dihasilkan dari kilang-kilang pada

lokasi seperti terlampir pada Tabel berikut ini :

Tabel Kilang Gas

No.

Lokasi Produksi (Ton/Tahun)

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

9.

10.

11.

12.

13.

14.

15.

16.

Kilang LNG Arun

Kilang LNG Bontang

Kilang LPG Arun

Kilang LPG Bontang

Kilang LPG P. Brandan

Kilang LPG Dumai

Kilang LPG Plaju

Kilang LPG Cilacap

Kilang LPG Balikpapan

Kilang LPG Balongan

Kilang LPG Mundu

Kilang LPG Arjuna

Kilang LPG Santan

Kilang LPG Arar

Kilang LPG Sumbagut

Kilang LPG Jabung

2,942,466

21,397,162

-

1,154,114

52,800

74,250

99,000

132,000

107,250

396,000

9,900

165,000

175,000

36,000

50,000

70,000

Total 26,860,942

Sumber : Pertamina, 2001

Tabel Kapasitas Design dan Produksi Kilang LNG Indonesia

(Juta Ton/Tahun) Kilang Lng Arun Kilang Lng Badak

Train Kapasitas Design

Kapasitas Produksi


Kapasitas Produksi



60

Kilang Lng Arun Kilang Lng Badak


Kapasitas Produksi


Kapasitas Produksi

1

2

3

4

5

6

1.552

1.552

1.552

1.552

1.552

1.552

2.142

2.142

2.142

2.142

2.142

2.142

A

B

C

D

E

F

G

H

1.842

1.842

1.842

1.842

1.842

1.842

1.842

1.842

2.622

2.622

2.622

2.622

2.731

2.731

2.742

2.950

TOTAL 9.312 12.852 TOTAL 18.088 21.642

Total Kapasitas Design

Total Kapasitas Produksi

27.400

34.294

Sumber : Ditjen Migas, 2003

Produksi LNG Arun terlihat menurun dari tahun ke tahun, dikarenakan adanya

penurunan cadangan gas, walaupun demikian pasokan gas untuk LNG Arun cukup

untuk memenuhi kontrak penjualan sampai dengan tahun 2006. Sebagai langkah

kedepan untuk pengembangan LNG akan dibangun Kilang LNG Tangguh (2007) dan

Kilang LNG Matindok (2010). Sampai saat ini produk LNG semuanya di ekspor, belum

ada yang dimanfaatkan di dalam negeri. Namun kemungkinan di masa mendatang

apabila pasokan gas di pulau Jawa menurun atau kekurangan, maka akan dibangun

LNG Receiving Terminal untuk di salurkan ke Industri yang membutuhkan dan

kemungkinan dipasok dari LNG Tangguh yang saat ini sedang dalam masa konstruksi

dengan kapasitas direncanakan sebesar 277.000 MMSCF/Tahun atau setara dengan

49.749.200 SBM/Tahun.

Tabel Komponen Biaya Pengilangan LNG

Komponen Biaya

Investment Cost

O & M Cost

350 US $/Ton Cap/year

0,75 US $/MMBTU, 4,41 US $/SBM

Sumber : www.gidb.org

http://www.gidb.org



61

Dari hasil simulasi dalam penentuan biaya investasi, maka diperoleh

pada tahun 2020 diharapkan investasi kilang LNG dengan kapasitas 17,74 juta

ton/tahun sebesar 6,2 milyar USD, berlokasi di Papua dan Matindok.

Gambar Kapasitas Kilang Gas

5.2.2. Sarana Distribusi BBG

LNG Receiving Terminal

Sistem transportasi gas bumi dalam bentuk LNG membutuhkan kapal tanker

pengangkut LNG dan LNG Receiving Terminal. Terminal ini akan berfungsi sebagai

tempat penerimaan LNG dari kapal tanker, sebagai tempat penyimpanan (storage)

dan sebagai tempat terjadinya proses regasifikasi LNG dan pengiriman ke jaringan

pipa transmisi. Penyimpanan di terminal tersebut berupa penyimpanan LNG cair pada

suhu kriogenik didalam tangki timbun LNG. Pulau Jawa merupakan wilayah di

Indonesia dengan tingkat konsumsi energi paling besar dibanding wilayah lainnya,

Berdasarkan “Study for Development of Gas Infrastructure in Java” oleh Pendawa

Konsultama Sejati pada tahun 2000, diperkirakan kebutuhan gas bumi di Pulau Jawa

pada tahun 2015 akan mencapai 4.516 MMSCFD (high case) dan 2.876 MMSCFD (low

case). Sementara itu perkiraan potensi sumber gas bumi yang ada di pulau Jawa

pada tahun 2015 tinggal 283 MMSCFD, sehingga untuk memenuhi gas demand Pulau



62

Jawa harus mengambil sumber-sumber gas bumi yang ada di luar Pulau Jawa yang

akan dijadikan andalan adalah cadangan gas bumi Tangguh (Papua Barat).

Mengingat jarak yang relatif jauh dari Pulau Jawa dan kondisi medan yang didominasi

oleh lautan, maka penyaluran gas bumi dalam bentuk LNG lebih prospektif daripada

melalui jaringan pipa transmisi.

LNG Receiving Terminal dengan tangki timbun adalah model penyimpanan

yang paling umum digunakan di dunia. Pada saat ini ada 40 LNG Receiving Terminal

yang beroperasi di seluruh dunia dengan jumlah terbanyak di Jepang (24), diikuti

Eropa (9), Amerika Serikat (3), Korea (2), Poerto Rico (1), Taiwan (1). Secara umum

terdapat empat bagian utama dari LNG Receiving Terminal jenis ini, yaitu Unit

Unloading, Unit Penyimpanan, Unit Regasifikasi dan Unit Distribusi.

Tangki LNG tersedia dalam kapasitas 2.000 sampai 200.000 m3 LNG dengan

diameter mencapai 84 m dan tinggi mencapai 50 m. Untuk kebutuhan kapasitas yang

lebih besar dari 200.000 m3 (89.600 ton LNG), dapat digunakan beberapa tangki

secara bersama, dengan demikian mampu menangani kapasitas penyimpanan yang

diinginkan yaitu 6,4 milyar kaki kubik gas bumi atau setara dengan hampir 300.000

m3 gas bumi cair dan dapat mengalirkan tidak kurang dari 1,3 milyar kaki kubik gas

bumi per hari atau sekitar 60.000 m3 gas bumi cair. Kapasitas penyimpanan tersebut

dapat dicapai dengan menggunakan tiga buah tangki timbun dengan kapasitas

masing-masing 100.000 m3. Secara teknis, terminal LNG jenis ini dapat dibangun di

pulau Jawa. Terminal LNG ini dapat juga dengan mudah diintegrasi dengan system

lainnya untuk efisiensi energi, sebagai contoh dengan sistem refrigerasi yang

memanfaatkan suhu dingin LNG. Keuntungan lainnya adalah terminal LNG ini memiliki

umur fasilitas yang relatif panjang serta pengoperasian dan pemeliharaan yang relatif

mudah. Untuk fasilitas penyimpanan tangki timbun, terminal jenis ini tidak

menggunakan fasilitas yang sudah tersedia seperti halnya depleted oil/gas reservoir,

sehingga untuk itu diperlukan investasi untuk pembangunan tangki timbun. Biaya

investasi yang diperlukan untuk konstruksi terminal LNG relatif cukup besar dan

bergantung pada kapasitas keluaran gas yang diperlukan. LNG receiving terminal

yang direncanakan di pulau Jawa sebesar 400 MMSCFD sampai tahun 2010 dengan

estimasi biaya investasi 400 juta USD.



63

Tabel Komponen Biaya LNG Receiving Terminal

Komponen Biaya

Investment Cost

O & M Cost

0,074 US $/Mcf, 0,4124 US $/SBM

0,22 US $/Mcf, 1,2249 US $/SBM

Sumber : Studi Kelayakan LNG Receiving Terminal – PGN, 2002

Pipa penyaluran BBG

Untuk keperluan distribusi gas bumi diperlukan suatu jaringan pipa untuk

mengalirkan gas dari lapangan gas ke pengguna. Saat ini di pulau Jawa terdapat

jaringan pipa gas yaitu Cirebon – Merak dan Pagerungan – Gresik, sedang di pulau

Sumatera terdapat jaringan pipa gas Grisik – Duri. Diharapkan dimasa mendatang

terkait dengan pengembangan/rencana pembangunan industri-industri yang yang

membutuhkan gas bumi baik sebagai energi maupun bahan baku kilang.

Direncanakan akan dibangun jaringan pipa gas baik secara nasional maupun regional

sebagaimana dalam Tabel 6-13 berikut maupun Gambar berikut ini.

Corridor-Singapore

Planned Pipeline

Duri-Grissik

West Natuna- Singapore

Block B-Duyong

So. Palembang Block

Mundu

Jawa Timur

Bunyu

Existing

Planned LNG Shipping

Tangguh

Medan Block

Bontang

55

1515

44

38

66

1111

1717

Existing LNG Refinery (Bilion Ton/Year)

Arun Block

Reserves NG (TCF)

LNG 18.50LPG 1.10

LNG 12.50LPG 1.60

3,300 km

1,700 km

28”, 1066 km

28”, 740 km

32”, 370 km

Existing LPG Refinery

Planned LNG Refinery

42”, 676 km

42”, 620 km

16”, 74 km

28”, 256 km

42”, 1350 km

42”, 600 km

32”, 620 km32”, 400 km



64

Tabel . Rencana Pembangunan Jaringan Pipa Gas

Lokasi Jarak (Km) Dia Pipa Cost (Juta US$)/Schedule

West Java Distribution 174 8 - 16 120/Studi 1999-2002

Pagar Dewa –Cilegon 370 36 460/Studi 1999-2002

Pagar Dewa-Grissik 180 28 180/Studi 1999 – 2002

Jambi – Lampung 222 4 – 8 50/Design 1999- 2002

East Kalimantan – Java 1100 32 1100/2002-2005

Samarinda – Balikpapan 100 4 – 6 35/2003-3005

Gresik – Semarang 390 28 210/2004-2007

Sengkang – Ujung Pandang 200 16 80/Studi 2004-2007

East and Central Java

Distribution

300 4 – 16 105/Studi 2004-2007

Kondur - Minas 80 28 80/MOU Signed

Tabel Komponen Biaya Pipa Transmisi Gas

Komponen Biaya

Investment Cost

O & M Cost

20 US $/inch dia/meter, 0,2427 US $/SBM

0,7007 US $/SBM

Sumber : Pertamina, Rule-of-Thumb Average Cost Figure.

Biaya investasi jaringan transmisi 65 % komponennya berasal dari biaya pipa. Total

biaya investasi pipa transmisi sekitar 2,5 milyar USD, yang dapat digambarkan pada

Gambar berikut ini :



65

Gambar Kebutuhan Biaya investasi penambahan pipa gas

Berdasarkan data di atas, dapat di perkirakan biaya infrastruktur gas

total sebesar 9.6 milyar USD.

Gambar Biaya infrastruktur gas total

5.3 Infrastruktur Batubara

Transportasi merupakan komponen terpenting dalam rantai penyediaan

batubara. Sistem infrastruktur transportasi batubara di Indonesia, antara lain terdiri

dari jalan raya (truk pengangkut), conveyor, jalur rel (kereta api angkut batubara), air

(tongkang s.d kapal angkut batubara).



66

Hingga saat ini perhatian terbesar dalam pengembangan infrastruktur

batubara adalah pengembangan pelabuhan batubara. Transportasi batubara

menggunakan jalur perairan dilakukan menggunakan tongkang (barge) berukuran

3000-10000 DWT hingga kapal angkut batubara berukuran besar 180000 DWT

(capsize bulk carriers).

Transportasi batubara menggunakan jalur perairan dilakukan menggunakan

tongkang (barge) berukuran 3000-10000 DWT hingga kapal angkut batubara

berukuran besar 180000 DWT (capsize bulk carriers).

Secara garis besar system transportasi batubara di Indonesia dapat diuraikan

seperti pada Gambar berikut ini:

Gambar Gambaran Umum System Infrastruktur Transportasi Batubara di Indonesia

Pada bagian ini dilakukan pengkajian terhadap ketersediaan dan kebutuhan Infrastruktur batubara yang meliputi Pelabuhan dan Jalur Rel Api.

A. Pelabuhan Batubara

Gambar berikut ini memperlihatkan sebaran lokasi penambangan batubara

dan ketersediaan infrastruktur dan rencana pengembangannya hingga 2020. Realisasi

Tambang Batubara Transportasi

Port Stockpile

Ship loading/ unloading

Stockpile

Coal Bunker

Power-plant

Power-plant

Truk

Kereta Api

Tongkang

Kapal Angkut Batubara



67

proyeksi pertumbuhan produksi batubara pada tahun 2020 hingga mencapai 2 kali

lipat tingkat produksi tahun 2000, sangatlah dipengaruhi oleh ketersediaan

infrastruktur seperti jaringan rel kereta api dan pelabuhan laut di Sumatera Selatan

dan Lampung, dan pengembangan sistem jaringan rel kereta api di Pulau Kalimantan

serta pelabuhan batubara di Kalimantan Timur dan Selatan. Kapasitas dan lokasi

pelabuhan sangat menentukan jumlah maksimum produksi batubara dari pulau

Kalimantan.

Gambar Infrastruktur Batubara dan Distribusi Batubara Dalam Negeri Untuk Pembangkit Listrik.

Tabel Pelabuhan Utama Batubara di Indonesia (Existing)

Terminal Operator Lokasi Maximum

Vessel (DWT)

Kapasitas handling

(Juta Ton/Thn)

Kertapati PTBA SumSel 7.000 1.5

Tarahan PTBA SumSel 60.000 8

Teluk Bayur PTBA Sumbar 40.000 2

Pulau Baai Government Bengkulu 35.000 2

Tanjung Bara Kaltim Prima Kaltim 200.000 16

Tanah merah Kideco Kaltim 20.000 12

North Pulau Laut Arutmin Kalsel 150.000 10

Balikpapan PT DPP Kaltim 60.000 3

Indonesia Bulk Terminal IBT Kalsel 70.000 15

1,7

4,2

18,8

2,6 5,3

3,6

0,0260,09

0,004

Total : 36,3 Bilion Ton

Existing Coal Terminal

Coal Power Generator

Reserves Coal (Bilion Ton)

1

2

New Coal Terminal

3

4

6

75

8

121314

15

16

17

1,7

4,2

18,8

2,6 5,3

3,6

0,0260,09

0,004

Total : 36,3 Bilion Ton

Existing Coal TerminalExisting Coal Terminal

Coal Power Generator

Reserves Coal (Bilion Ton)

11

22

New Coal TerminalNew Coal Terminal

3

4

6

75

8

121314

15

16

17



68

Terminal Operator Lokasi

Maximum Vessel (DWT)

Kapasitas handling

(Juta Ton/Thn)

Tanjung Redep* Berau Kaltim 5.000 2

Beloro* Multi Harapan Kaltim 8.000 3

Loa Tebu* Tanito Harum Kaltim 8.000 2

Sebilang* Arutmin Kalsel 7.500 4

Air Tawar* Arutmin Kalsel 7.500 4

Satui* Arutmin Kalsel 5.000 2

Banjarmasin* Various Kalsel 6.000 3

Kelanis* Adaro Kalteng 12.000 15

Total Handling Capacity

104.5

Tabel diatas memperlihatkan ketersediaan pelabuhan Batubara dan kapasitas

handling yang mencapai kapasitas existing sebesar 104.5 juta ton per tahun. Untuk

mendukung pertumbuhan kebutuhan dan penyediaan batubara untuk kepentingan

dalam negeri maupun ekspor maka perlu dilakukan penambahan kapasitas pelabuhan

batubara yang telah ada maupun pembangunan pelabuhan batubara yang baru.

Komponen biaya untuk pembangunan pelabuhan batubara diberikan pada Tabel 6.15.

Adapun skenario penambahan kapasitas maupun pembangunan pelabuhan baru

diperlihatkan pada Tabel berikut ini. Proyeksi kebutuhan investasi bagi penyediaan

infrastruktur pelabuhan sampai dengan tahun 2020, adalah US$ 61.6 Juta.

Tabel Komponen Biaya Pembangunan Pelabuhan Batubara

Komponen Biaya (US$/DWT)

Investment cost 6.0

Sumber : Coal port report, 1980.

Tabel Skenario Pembangunan Pelabuhan Batubara di Indonesia hingga 2020

Terminal Operator Lokasi Maximum

Vessel (DWT)

Tambahan kapasitas handling

(Juta Ton/Thn)

Tahun Operasi

Kertapati PTBA SumSel 7.000 0.5 2005 Tarahan PTBA SumSbel 60.000 6 2010 Teluk Bayur PTBA Sumbar 40.000 2 2008 Pulau Baai Government Bengkulu 35.000 1 2005 Tanjung Api-api PTBA SumSel 40.000 20 2020 Tanjung Bara Kaltim Prima Kaltim 200.000 4 2008 Tanah merah Kideco Kaltim 20.000 3 2007



69

Terminal Operator Lokasi

Maximum Vessel (DWT)

Tambahan kapasitas handling

(Juta Ton/Thn)

Tahun Operasi

North Pulau Laut Arutmin Kalsel 150.000 5 2005 Balikpapan PT DPP Kaltim 60.000 2 2008 Indonesia Bulk Term. IBT Kalsel 70.000 5 2010 Tanjung Redep* Berau Kaltim 5.000 2 2008 Banjarmasin* Various Kalsel 6.000 5 2011 Kelanis* Adaro Kalteng 12.000 10 2015

Additional Total Handling

Capacity

65.5

Gambar Kebutuhan investasi infrastruktur pelabuhan batubara.

B. Jalur Rel Kereta Api

Pasokan batubara bagi PLTU di Jawa berasal dari tambang batubara

Bukit Asam dan Kalimantan. Pasukan dari Bukit Asam diangkut dengan kereta

api dari Tanjung Enim ke Tarahan, kemudian diteruskan dengan kapal laut ke

PLTU Suralaya. Sedangkan dari tambang di Kalimantan, diangkut dengan kapal

laut ke PLTU Suralaya maupun PLTU Paiton. Jalur kereta api saat ini yang

tersedia di lintas Tanjung Enim-Tarahan kebanyakan masih berupa jalur rel

tunggal hingga memiliki keterbatasan kapasitas hingga sekitar 6 juta ton per

tahun. Untuk mengantisipasi peningkatan kebutuhan permintaan dan



70

penyediaan batubara untuk domestik maupun ekspor, maka diperlukan

penambahan kapasitas angkut batubara melalui pembangunan rel ganda

maupun penambahan jalur baru untuk memperluas daerah cakupan

penambangan batubara. Skenario penambahan dan pembangunan jalur rel

ganda di Sumatera diperlihatkan pada Gambar dan Tabel berikut ini.

Gambar Pembangunan jalur rel ganda di Sumatra

Tabel Skenario penambahan dan pembangunan jalur rel ganda di Sumatera.

No Jalur Kereta Jarak (km) Tahun Operasi

1 Tanjung Enim-Muara Enim 40 2007

2 Tanjung Enim-Baturaja 80 2008

3 Muara Enim-Prabumulih 100 2010

4 Baturaja-Tarahan 300 2015

5 Prabumulih-Baturaja 100 2014

6 Prabumulih-Kertapati 100 2012

7 Prabumulih-Tanjung Api-api 80 2020



71

8 Muara Enim-Lahat 60 2016

9 Lubuk Linggau-Lahat 80 2018

Tabel Komponen biaya pembangunan jalur rel kereta

di Kalimantan dan Sumatra Lokasi Biaya (US$/km)

Pembangunan jalur rel baru di Kalimantan*) 800.000

Pembangunan jalur rel ganda kerata baru di Sumatra **) 480.000

*) Mimuroto, 2002 (dirata-rata), **) Diasumsikan sebesar 60% dari biaya per km di Kalimantan.

Gambar Kebutuhan investasi pembangunan jalur rel ganda di Sumatra dan pembangunan jalur baru di Kalimantan

Berdasarkan skenario dan komponen biaya seperti tampak pada tabel diatas,

maka dapat diproyeksi kebutuhan investasi bagi pembangunan jalur rel ganda di

Sumatra sebesar US$ 412 juta .

Transportasi batubara dari lokasi penambangan di Pulau Kalimantan

hingga saat ini banyak menggunakan jalur darat dan sungai menggunakan

sistem truk dan tongkang (barge) dan offshore transhipment. Untuk

memenuhi pertumbuhan kebutuhan dan penyediaan batubara Kalimantan

maka perlu dibangun jalur rel kereta api di Kalimantan bagian timur-selatan.

Hasil studi kelayakan sistem transportasi batubara menggunakan kereta api

(Mimuroto, 2002), memperlihatkan bahwa pembangunan jalur rel kereta api



72

dapat memenuhi kebutuhan infrastruktur batubara. Pengembangan sistem

jaringan rel kereta api batubara di Kalimantan bagian timur-selatan sekaligus

akan membuka akses yang lebih besar bagi pemanfaatan sumber batubara

yang berada di pedalaman dan memberikan pengaruh yang baik bagi

ketersediaan infrastruktur kereta api yang dapat dimanfaatkan bagi kegiatan

ekonomi masyarakat secara luas.

Skenario penambahan dan pembangunan jalur rel kereta api baru di

Kalilmantan diperlihatkan pada Tabel dan Gambar berikut ini.

Tabel Skenario pembangunan jalur rel kereta api di Kalimantan No Jalur Kereta Jarak (km) Tahun Operasi

1 Mangkapdie Line 285 2008

2 Senggata Line 120 2010

3 Mahakam Line 365 2014

4 South Balikpapan Line 145 2016

5 Selatan Line 170 2018

6 Batu Line 155 2020



73

Gambar Pembangunan Jalur Rel Kereta Api Di Kalimantan

Berdasarkan skenario dan komponen biaya seperti tampak pada tabel

diatas, maka dapat diproyeksi kebutuhan investasi bagi pembangunan jalur rel

kereta api di Kalimantan sekitar US$ 868 juta

Proyeksi total kebutuhan investasi untuk pembangunan infrastruktur

batubara berupa pelabuhan dan jalur rel baru maupun ganda di Sumatra dan

Kalimantan hingga tahun 2020 adalah sebesar US$ 1342 Juta.

5.4. Infrastruktur Listrik

Pembangkit Listrik

Penyediaan tenaga listrik di Indonesia saat ini sebagian besar di kelola

oleh perusahaan milik pemerintah, yaitu PLN (persero) sedangkan perusahaan



74

pembangkitan swasta dan koperasi keterlibatannya masih sangat terbatas.

Berikut ini tabel kapasitas terpasang pembangkit listrik termasuk cative power

di Indonesia.

Tabel Kapasitas Terpasang Pembangkit Listrik di Indonesia (MW)

PLN Tahun

PLTA PLTU PLTG PLTGU PLTP PLTD Jumlah Pertumb.

1990 2.095,13 3.940,60 1.230,09 - 140,00 1.869,60 9.275,42

1991 2.115,19 3.940,60 1.213,86 - 140,00 1.945,96 9.355,61 0,86%

1992 2.168,32 3.940,60 1.222,76 1.312,05 140,00 2.059,56 10.843,29 15,90%

1993 2.178,26 4.690,60 974,61 3.411,31 195,00 2.118,74 13.568,52 25,13%

1994 2.178,26 4.755,60 1.168,51 3.942,11 305,00 2.164,12 14.513,60 6,97%

1995 2.180,00 4.821,00 1.020,00 4.413,00 308,00 2.228,00 14.970,00 3,14%

1996 2.184,03 5.020,60 1.093,31 5.053,31 308,75 2.448,84 16.108,84 7,61%

1997 2.436,34 6.770,00 1.371,12 5.588,89 362,50 2.416,39 18.945,24 17,61%

1998 3.006,76 6.770,60 1.347,41 6.560,97 360,00 2.535,02 20.580,76 8,63%

1999 3.013,99 6.770,00 1.516,11 6.281,70 360,00 2.649,94 20.591,74 0,05%

2000 3.015,24 6.770,00 1.203,37 6.863,22 360,00 2.549,85 20.761,68 0,83%

Captive Power dan Listrik Swasta

1990 833,52 574,23 1.499,30 - - 4.171,66 7.078,71

1991 976,35 760,70 1.559,48 - - 4.807,29 8.103,82 14,48%

1992 1.121,66 775,51 2.063,14 - - 5.294,25 9.254,56 14,20%

1993 1.177,12 1.107,19 1.806,29 - - 5.422,58 9.513,18 2,79%

1994 1.178,16 1.747,43 1.522,28 - - 6.630,11 11.077,98 16,45%

1995 1.183,99 2.206,19 2.030,23 - - 7.413,51 12.833,92 15,85%

1996 1.181,98 2.006,43 2.209,81 - - 7.738,84 13.137,06 2,36%

1997 1.184,04 2.605,94 2.267,81 - 165,00 8.086,71 14.309,50 8,92%

1998 1.183,88 3.019,07 2.341,81 - 165,00 8.138,77 14.848,53 3,77%

1999 1.182,14 3.071,15 2150,90 280,00 165,00 8.672,47 15.521,66 4,53%

2000 1.184,04 4.204,98 2.601,43 - 165,00 8.673,48 16.828,93 8,42%

Sumber : Statistik PLN dan Statistik Ketenagalistrikan DJLPE Statistik Ekonomi Energi Indonesia 2002

Tabel Lokasi Pembangkit Penting PLN

Lokasi Nama Pembangkit Jenis Kapasitas (MW) Paya Pasir PLTG 90,5 Belawan PLTGU 825,8

Sumatera Utara

Belawan PLTU 260 Maninjau PLTA 68 Singkarak PLTA 175 Pauh Limo PLTG 63,5

Sumatera Barat

Ombilin PLTU 200 Kota Panjang PLTA 114 Riau

Teluk Lembu PLTG 40,2



75

Lokasi Nama Pembangkit Jenis Kapasitas (MW)

Jambi Batanghari PLTG 2 x 34 Tes PLTA 19,2 Kramasan PLTG 50,3 Bukit Asam PLTU 260

Sumatera Selatan

Kramasan PLTU 25 Pangeran Noor/ Riam Kanan PLTA 30 Kalimantan Selatan

Trisakti PLTG 21 + 54,3 Kalimantan Timur Tanjung Batu PLTGU 60

Bakaru PLTA 126 Tello PLTG 122,8

Sulawesi Selatan

Tello PLTU 25 Pesanggaran PLTD 75,8 Pesanggaran PLTG 125,4

Bali

Gilimanuk PLTG 145 Gresik PLTG 101,8 Grati PLTGU 824,2 Gresik PLTGU 1.579 Gresik PLTU 600 Paiton PLTU 800

Jawa Timur

Perak PLTU 150 Panglima Sudirman/Mrica PLTA 180,9 Tambak Lorok PLTGU 1.058

Jawa Tengah

Tambak Lorok PLTU 300 Cirata PLTA 1.008 Saguling PLTA 700,7 Muara Tawar PLTG 294 Sunyaragi PLTG 80,4 Muara Tawar PLTGU 701 Gunung Salak PLTP 165 Kemojang PLTP 140

Jawa Barat

Suralaya PLTU 3.400 Priok PLTG 268 Muarakarang PLTGU 508 Priok PLTGU 1.180 Muarakarang PLTU 700

Jakarta

Priok PLTU 100 Sumber : Laporan Tahunan 1999 PLN



76

Gambar Lokasi Pembangkit Penting PLN

Pada tahun 2000, untuk memenuhi kebutuhan listrik sebesar 79 TWh

dipasok dengan pembangkit listrik denagn daya 22 GW dengan rata-rata faktor

kapasitas sebesar 52 %. Jika ditinjau dari rendahnya faktor kapasitas seolah-

olah telah terjadi kelebihan kapasitas pembangkit. Namun kenyataannnya

tidak demikian karena beberapa ruas sistem kelistrikan yang tidak terintegrasi.

Saat ini beberapa sistem kelistrikan telah mengalami kelangkaan pasokan.

Pada akhir tahun 2001, PLN mengumumkan bahwa terdapat 28 sistem

kelistrikan di sembilan wilayah PLN luar Jawa. Empat lokasi di wilayah I

(Nangroe Aceh Darussalam), dua lokasi di sistem Sumatera bagian selatan dan

wilayah VI (kalimantan Tengah dan selatan) sudah mengalami giliran

pemadaman pada saat beban puncak. Secara umum, neraca daya

pembangkit listrik dari setiap wilayah PLN hanya mengindikasikan dua wilayah

kritis, yaitu wilayah 2 dan wilayah 8.

Tabel Neraca Daya Pembangkit Listrik PLN Tahun 2000

Daya Terpasang

(MW) Daya Mampu

(MW) Marjin Cadangan

(%) Wilayah I 67,3 41,6 62% Wilayah II 0,4 0,7 -43% Wilayah III 210,8 136,2 55%

Lokasi Pembangkit

Wil I

Wil II

Wil III

Wil IV

Wil V Wil VI

Wil VII

Wil VIII Wil IX

Wil X

Wil XI Distr. Jateng

Distr. Jatim

Distr. Jabar

Distr. JKT Tangerang

Wil Khusus Batam



77

Daya Terpasang

(MW)

Daya Mampu

(MW)

Marjin Cadangan

(%)

Wilayah IV 179,9 89,1 102% Wilayah V 226,9 146,0 55% Wilayah VI 564,7 392,9 44% Wilayah VII 274,0 192,8 42% Wilayah VIII 470,7 410,5 15% Wilayah IX 108,2 54,1 100% Wilayah X 116,7 64,6 81% Wilayah XI 233,5 159,2 47% Batam 96,7 72,5 33% Sistem Sumbagut 1.509,1 951,1 59% Sistem Sumbagsel

1.210,9 809,0 50% Sumber: PLN Prakiraan Energi Indonesia 2010

Tabel Neraca Daya Pembangkit Listrik PLN dan Swasta Tahun 2000

PLN (MW) Wilayah

Terpasang

Mampu

Liswas (MW)

Total (MW)

Beban Puncak (%)

Marjin Cadangan

Wilayah I 128,1 97,5 - 128,1 155,0 -17% Wilayah II 1.246,5 964,4 - 1246,5 862,0 45% Wilayah III 959,5 734,4 0,8 960,4 545,0 76% Wilayah IV 823,3 692,7 6,2 829,4 695,0 19% Wilayah V 226,9 162,2 - 226,9 161,0 41% Wilayah VI 564,7 392,9 7,4 572,1 432,0 32% Wilayah VII 274,0 210,0 - 274,0 207,0 32% Wilayah VIII 470,7 376,4 220,0 690,7 407,0 70% Wilayah IX 108,2 72,9 0,3 108,5 40,0 171% Wilayah X 116,7 81,8 120,2 236,9 69,0 243% Wilayah XI 233,5 166,0 3,0 236,5 144,0 64% Sumber : PLN Prakiraan Energi Indonesia 2010

Jika ditinjau dari neraca gabungan antara PLN dan Listrik swasta, marjin

cadangan kapasitas yang kritis adalah di wilayah 1 dan 4. Marjin cadangan

dihitung dari perbandingan total daya mampu dari masing-masing wilayah

pembangkitan luar jawa terhadap beban puncaknya.

Dalam Draft RUKN tahun 2003 disajikan angka-angka pertumbuhan

pembangkitan, transmisi, switcyard dan distribusi antara 2003-2010. Menurut

angka sementara RUKN 2003 menunjukkan bahwa antara tahun 2003-2010



78

kapasitas pembangkit di Indonesia meningkat sebesar 22.261 MW dan

panjang transmisi meningkat sepanjang 17.070 km seperti terlihat pada tabel

berikut ini.

Tabel Construction Planning for Power Generating Plants and Transmission

2003-2010

JAMALI

Outside JAMALI

Total Indonesia

1

Power Generation

a. PLTA 1.000 1.701 2.701

b. PLTU 5.260 2.580 7.840

c. PLTG 645 2.945 3.590

d. PLTGU 5.370 871 6.241

e. PLTP 1.090 340 1.430

f. PLTD 0 405 405

g. PLTM 0 54 54

Sub Total 13.365 8.896 22.261

2

Transmission Lines (Km)

a. 500 kV 1.805 0 1.805

b. 150 kV 3.570 8477 12.047

c. 70 kV 118 0 118

d. 275 kV 0 3100 3.100

Sub Total 5.493 11.577 17.070 3

Swicthyard (MVA)

a. 500/10 kV 21.999 0 21.999

b. 275/150 kV 0 3.000 3.000

c. 150/20 kV 17.260 7.870 25.130

d. 70/20 kV 120 0 120

Sub Total 39.379 10.870 50.249 4

Distribution Lines

a. 20 kV 38.130,0

63325,0 101.455,0

b. Low Voltage (km) 39.638,0

42866,0 82.504,0

c. Transformer Dist (MVA) 7.049,0 4325,0 11.374,0

c. Costumer (millions) 11,3 11,3 22,6 5

Rural Electricity 472 8.375 8.847 Sumber: DGEEU (2003) Draft RUKN

Dalam pengembangan infrastruktur konversi energi seperti Pembangkit

listrik, maka aspek teknologi memegang peran yang sangat penting. Teknologi

pembangkitan listrik dapat digolongkan menurut jenis sumber energinya

(bahan bakarnya). Untuk satu jenis bahan bakar saja, misalnya batubara,



79

teknologi pembangkitan listrik telah berkembang sangat pesat dalam beberapa

decade terakhir. Sebagai contoh: ketersediaan teknologi pembangkit listrik

berbahan bakar batubara seperti FBC (Fluidised bed combustion), CFBC

(Circulating FBC), PFBC (Presurised FBC) dan IGCC (Integrated Gasification

Combined Cycle) akan memungkinkan pemakaian bahan bakar batubara

secara lebih efisien dan bersih.

Dengan demikian ketersediaan informasi masing-masing jenis teknologi

(Learning Curve), akan memberikan nilai investasi yang semakin lama makin

rendah dibanding tahun sebelumnya. Pada Gambar 6.101 diberikan gambaran

dari learning curve untuk berbagai jenis teknologi pembangkit listrik yang

berbahan bakar fosil maupun yang memanfaatkan energi terbarukan.

Gambar Learning Curve untuk teknologi pembangkit listrik

2000 2005 2010 2015 20200.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

1.8 Fuel cell Combined cycle IGCC Micro hidro Wind Nuclear Geothermal

Koe

fisie

n le

arni

ng

Tahun



80

Informasi yang penting bagi pemilihan jenis teknologi pembangkitan

listrik antara lain meliputi parameter berikut ini: biaya investasi, biaya operasi

dan pemeliharaan tetap dan variabel, efisiensi, faktor kapasitas, umur, tahun

ketersediaan teknologi, kontribusi beban puncak

Tabel menampilkan data mengenai parameter tersebut di atas untuk

berbagai jenis teknologi pembangkitan tenaga listrik.

Berdasarkan optimasi dan simulasi INOSYD dengan mempertimbangkan

pertumbuhan kebutuhan listrik, maka diperoleh proyeksi penambahan

penyediaan pembangkit listrik seperti ditampilkan pada Gambar di bawah ini.

Gambar Penambahan Kapasitas Pembangkit

Dari gambar diatas dapat diestimasi bahwa penambahan kapasitas

kilang sampai tahun 2020 sekitar 120.000 MW.

Untuk regional dapat diestimasi berdasarkan fraksi setiap regional

terhadap skala nasional seperti gambar berikut.



81

Gambar Penyediaan listrik regional dan nasional hingga tahun 2020

2000 2005 2010 2015 20200

20000

40000

60000

80000

100000

120000 Jawa Bali Sumatera Kalimantan Sulawesi, Papua dan lainnya Indonesia

Kap

asita

s P

erm

bang

kit L

istr

ik (

MW

)

Tahun



82

Tabel Data Teknik dan Ekonomi untuk Teknologi Pembangkit Listrik

Biaya Investasi Biaya O&M

Fuel Cost Effi Capacity

Life

Peak Start End

Biaya Produksi

Jenis (Cent /Kwh)

(Cent/ Kwh)

(Cent/ Kwh)

% Factor Contri.

Year Year

(Cent / Kwh) Learning Curve(*)

Gas PLTGU (combine cycle) 0.17 0.17 2.39 0.55 0.8 25 1 2000

1.25

PLTG (Gas Turbine) 0.29 0.27 2.06 0.33 0.9 25 1 2000

1.47

PLTU (Steam Turbine) 0.29 0.13 2.06

2010

1.32

Fuel Cell 0.47 5.40 2.06 0.45

(electric)

0.75 25 1 2015

7.86 y =1.4302 X^(-

0.5014)

0.8 (total)

Oil PLTD (Diesel Oil) 1.23 0.26 2.90 0.38 0.68 15 0.9

3.07

PLTGU (Combine cycle) 0.78 0.30 2.78 0.47 0.75 25 1

2.66 y = 0.9995 X^(-

0.0883)

PLTG (Oil Turbine) 2.14 0.46 2.78 0.45 0.75 30 1

2005

4.45

PLTU (Steam Turbine) 1.00 0.21 2.72 0.45 0.75 30 1

2010

3.06

Coal Pulverized 1.28 0.26 1.49

1.86

IGCC 1.40 0.79 1.49 0.45 0.48 30 1 2015

2.48 y = 0.9995 X^(-

0.0383)

FBC 1.19 0.79 1.49 0.37 0.8 30 1 2010

2.29 CC gas Ren Large Hydro 2.08 0.79 1.49

0.5 50 0.9

3.94

Geothermal 0.80 0.17 3.34

0.7 30 0.9

4.31 CC gas

Bio 2.20 0.11 1.49

2010

3.80

Microhydro 1.30 2.10

0.466 40 0.3 2010

2.66 y = 0.9995 X^(-

0.0883)



83

Tabel Data Teknik dan Ekonomi untuk Teknologi Pembangkit Listrik

Biaya Investasi Biaya O&M

Fuel Cost Effi Capacity

Life

Peak Start End

Biaya Produksi

Solar Cell PV off grid

6.67 0.23

0.2 25 0.075 2010

6.66 y = 1.149 X^(-

0.5858)

Wind 3.19 0.13 3.35

0.24-0.375 25 0.1-0.25

2010

6.66 y = 1.0481 X^(-

0.5592)

Nuklir 5.00 0.46

0.85 40 1 2015

6.00 y = 1.0134 X^(-

0.0481)



Sejalan dengan pembangunan pembangkit, maka perlu dilakukan

pembangunan jaringan transmisi.

Tabel Skenario pertumbuhan jaringan transmisi listrik hingga 2020

Panjang Transmisi (km) Tahun 500 kV 150 kV 70 kV 275 kV

Total

2000 264 2,883 1,542 71 4,760 2001 305 3,331 1,782 82 5,498 2002 333 3,638 1,946 89 6,007 2003 349 3,820 2,043 94 6,306 2004 365 3,993 2,136 98 6,592 2005 380 4,157 2,224 102 6,863 2006 406 4,435 2,372 109 7,321 2007 432 4,718 2,524 116 7,789 2008 517 5,648 3,021 139 9,324 2009 555 6,071 3,247 149 10,023 2010 592 6,475 3,463 159 10,689 2011 594 6,489 3,471 159 10,713 2012 626 6,841 3,659 168 11,293 2013 657 7,178 3,839 176 11,850 2014 686 7,495 4,009 184 12,374 2015 725 7,931 4,242 195 13,093 2016 754 8,246 4,411 202 13,614 2017 782 8,551 4,574 210 14,116 2018 822 8,986 4,807 221 14,836 2019 862 9,422 5,040 231 15,556 2020 902 9,856 5,272 242 16,271

Secara umum dapat dipergunakan rule of thumb untuk perhitungan

biaya pembangunan transmisi listrik di Indonesia adalah investasi transmisi

sekitar 20,2% distribusi sekitar 4,5% dari biaya investasi pembangkit.

Biaya transmisi per km dapat diestimasi menggunakan data berikut:

Tabel Biaya investasi transmisi listrik

Jenis transmisi USD/km

500 kV 320,000

275kV 225,000

150 kV 175,000

70 kV 100,000



Pemodelan pembangkit listrik dalam model INOSYD sudah memasukkan

skenario teknologi sehinggga di dalam perhitungan kebutuhan investasi

digunakan data teknis dan ekonomi seperti dalam tabel sebelumnya. Dari hasil

simulasi diperoleh kebutuhan investasi pembangkit listrik dan transmisi sebagai

berikut.

Gambar Kebutuhan investasi pembang litrik dan transmisi listrik hingga 2020

Dari grafik diatas dapat diestimasi bahwa sampai tahun 2020 diperlukan

investasi pembangkit sekitar 50 miyar USD dan transmisi sekitar 12 milyar

USD.

Secara total investasi infrastruktur energi yang diperlukan sampai tahun

2020 untuk seluruh jenis energi dapat dirangkum pada tabel berikut.

Tabel Biaya investasi infrastruktur energi total nasional (juta USD) Jenis Enegi Jenis Infrastruktur Investasi yang

diperlukan sampai 2020 (milyar USD)

Minyak Bumi Kilang minyak, tangki timbun

17,3

Gas Bumi Kilang LNG, jaringan pipa transmisi, LN receiving terminal

9,6

Batubara Pelabuhan batubara, rel 1,34



Jenis Enegi Jenis Infrastruktur Investasi yang diperlukan sampai 2020

(milyar USD) kereta api batubara

Listrik Pembangkit, jaringan transmisi

62

Total 90,24

5.5 Infrastruktur Energi Regional

Untuk memperlihatkan aspek regional, maka dilakukan pengelompokan

ke dalam region / pulau besar yaitu : Sumatera, Jawa, Kalimantan, Sulawesi

dan Papua serta lainnya. Berdasarkan kedua gambar ini tampak bahwa

pertumbuhan populasi dan PDB hingga tahun 2020 di Jawa dan Bali masih

mendominasi terhadap region yang lain. Dengan asumsi pertumbuhan seperti

ini, maka secara regional dibutuhkan penambahan kapasitas dan biaya

investasi seperti tampak pada berikut ini. Tabel ini merupakan rangkuman dari

pembahasan hasil optimasi infrastruktur energi per jenis seperti yang telah

dilakukan pada bagian sebelumnya. Dari kedua Tabel ini tampaknya

penambahan kapasitas dan investasi infrastruktur yang hanya dipengaruhi

oleh kebutuhan masih akan tetap berpusat di Pulau Jawa dan Bali.

Gambar Proyeksi Populasi Regional



Gambar Proyeksi PDB Regional harga tetap 1993

Tabel Skenario Penambahan Kapasitas Infrastruktur Energi Regional

Sumatera Jawa dan Bali Kalimantan Sulawesi, Papua dan

lainnya Infrastruktur Energi 2003-10 2010-20 2003-10 2010-20 2003-10 2010-20 2003-10 2010-20

Minyak

Kilang minyak (MBSD)

Depot minyak (MMB)

Pipa minyak (km)

150

2

-

150

6.6

-

450

5.9

2340

-

18.7

825

-

0.8

-

150

2.6

-

-

2

-

300

4.9

-

Gas

Kilang LNG (Jt Ton/Thn)

Pipa Gas (km)

LNG Rcving Term. (BCF)

-

852

-

-

-

-

-

-

270

864

12,5

200

5

Batubara

Pelabuhan BB: (juta ton / thn)

Rel Kereta (km) :

9.5

220

20

720

21

405

15

835 Listrik

Pembangkit Total (MW):

Pembangkit Listrik Panas Bumi (MW) :

5200

20

4100

270

35600

785

28600

1615

1100

-

900

-

1900

70

1600

150


Direktorat Energi Telekomunikasi dan Informatika Bappenas 89

Sumatera Jawa dan Bali Kalimantan

Sulawesi, Papua dan lainnya Infrastruktur Energi

2003-10 2010-20 2003-10 2010-20 2003-10 2010-20 2003-10 2010-20

Transmisi listrik

(km) :

3834 2803 26502 19381 795 582 1447 1058

Tabel Skenario Biaya Investasi Penambahan Infrastruktur Energi Regional (juta USD)

Sumatera Jawa dan Bali Kalimantan Sulawesi, Papua dan

lainnya Infrastruktur Energi 2003-10 2010-20 2003-10 2010-20 2003-10 2010-20 2003-10 2010-20

Minyak

Kilang minyak

Depot minyak

Pipa minyak

2200

40

-

4400

127

-

6600

114

715

4400

362

202

-

16

-

2200

51

-

-

39

-

6600

95

-

Gas

Kilang LNG

Pipa Gas


-

770

400

-

-

-

-

1535

-

-

-

-

-

1135

-

-

-

-

2600

80

-

2600

-

-

Batubara

Pelabuhan BB:

Rel Kereta :

8

105.6

14

345.6

-

-

-

-

36

324

26

668

-

-

-

- Listrik




Sulawesi, Papua dan lainnya Infrastruktur Energi

2003-10 2010-20 2003-10 2010-20 2003-10 2010-20 2003-10 2010-20

Pembangkit Total :

Pembangkit Listrik Panas Bumi :

Transmisi listrik :

3572

50

714

2612

515.7

522

24695

1500

4939

18060

3085

3612

741

-

148

542

-

107

1348

130

270

986

265

197

BAB 6

REKOMENDASI KEBIJAKAN ENERGI MIX DAN PENGEMBANGAN

INFRASTRUKTUR ENERGI

Keberhasilan pembangunan berkelanjutan di Indonesia sangat ditentukan oleh

adanya jaminan ketersediaan energi untuk mendukung pertumbuhan ekonomi domestik

yang signifikan dan terdistribusi baik, memenuhi aspek pelestarian lingkungan dan

kesejahteraan sosial. Pemodelan dinamis untuk memproyeksikan kebutuhan dan

pemenuhan energi di Indonesia seperti dibahas pada bagian sebelumnya,

memperlihatkan pentingnya dilakukan optimisasi energy mix untuk memenuhi

kebutuhan energi nasional berupa listrik maupun non-listrik.

6.1 Identifikasi Permasalahan Energi Sektoral

Untuk dapat memberikan rekomendasi kebijakan energi mix, maka perlu juga

dilakukan identifikasi permasalahan masing-masing sektor energi penyusun energi mix,

yaitu sektor: migas, batubara, baru terbarukan dan nuklir, ketenagalistrikan.

A. Sektor Migas

Situasi energi nasional terutama sektor migas menghadapi beberapa kendala

terutama setelah terbitnya UU Migas No 22 tahun 2001 dan adanya otonomi daerah.

UU No 22 tahun 2001 bertujuan menghindari terjadinya monopoli di sektor migas

menuju industri migas yang kompetitif baik di sektor hulu maupun sektor hilir dan

pemisahan peran beberapa badan terkait terutama peran regulator dan pelaku bisnis

migas agar tidak tumpang tindih perannya. Beberapa permasalahan yang muncul baik

dari aspek yang terkait keekonomian, sosial, lingkungan maupun masalah di sisi energi

adalah sebagai berikut:



Penggunaan energi yang belum optimum ditunjukkan oleh elastisitas

penggunaan energi yang masih tinggi

Harga energi yang rendah, sebagian masih subsidi, sehingga kurang mendukung

investasi di bidang migas dan penghematan pemakaian energi.

Adanya hambatan investasi baru di sektor hulu migas yang disebabkan misalnya

belum jelasnya peraturan perundangan, persepsi resiko politik, belum adanya

kepastian hukum (menghormati kontrak, menghormati penyelesaian

perselisihan), belum adanya transparansi dalam pelaksanaan tender, dan

keterbatasan akses informasi energi yang dapat dipercaya.

Belum sinkronnya peraturan/kebijakan sektor migas dengan sektor lain dan

antara pusat dan daerah misalnya tentang perpajakan/fiskal migas.

Pengembangan lapangan marginal migas dan lapangan tua masih kurang

menarik yang disebabkan perlakuan yang sama dengan lapangan migas

ekonomis atau belum ada perlakuan khusus.

Terbatasnya sosialisasi penghematan pemakaian energi, harga keekonomian

energi serta keunggulan pemakaian gas bumi dan energi terbarukan.

Masih adanya perselisihan antara industri migas dengan masyarakat sekitar.

Potensi polutan yang besar yang disebabkan flare gas, oil spills, sludge, polusi di

daerah perkotaan dikarenakan kendaraan bermotor, dan belum terjamin mutu

produk BBM yang laik lingkungan terutama kandungan Pb dan sulfur.

Cadangan minyak dan gas terbatas sedangkan konsumsinya terus meningkat

dan dapat membuat Indonesia menjadi pengimpor energi fosil.

Terbatasnya infrastruktur kilang minyak, transmisi dan distribusi migas dan tangki

timbun BBM dikarenakan karena hambatan investasi dan kebijakan monopoli. Dari

hasil simulasi, sampai tahun 2020 diperlukan penambahan kapasitas: kilang sebesar

1,2 juta BPD (sekitar 8 kilang ukuran nominal), tangki timbun BBM sebesar kilang

LNG 15 juta ton/tahun, danpanjang pipa transmisi gas 3116 km.

Masih tingginya persentase penggunaan minyak bumi yang mencapai sekitar 38 %

dari permintaan total energi primer nasional sehingga perlu didorong adanya

peningkatan penggunaan energi gas , batubara dan energi terbarukan untuk dapat

mensubstitusi minyak tersebut



Belum terintegrasikan kebijakan migas dengan kebijakan sektor lain dalam hal

perpajakan/ fiskal dan kewenangan antara pusat dan daerah

Belum terintegrasi kebijakan gas bumi antara kepentingan ekspor dan pemakaian

dalam negeri sehingga menyebabkan supply shortage terutam gas bumi

Belum adanya kepastian kebijakan yang disebabkan belum adanya perangkat

perundangan yang implementatif (PP) sebagai penjabaran UU Migas no. 22 tahun

2001. Masih terdapat perda-perda yang distortif terhadap upaya peningkatan

investasi dalam bidang migas

Belum adanya transparansi dalam proses tender, adanya ketidak jelasan merupakan

penghambat investasi.

B. Sektor Batubara

Dalam pemanfaatan batubara sebagai sumber energi nasional maupun sumber

devisa dapat diidentifikasikan beberapa permasalahan sebagai berikut:

Belum ada sinkronisasi kewenangan antara Pemerintah Pusat dengan Pemda

Otonom dalam pengelolaan sumber daya energi batubara. Pemerintah Pusat

berpendapat bahwa batubara adalah komoditi untuk energi nasional sedangkan

Pemerintah Daerah berpendapat bahwa batubara adalah komoditi sebagai

sumber pendapatan asli daerah.

Perubahan lingkungan strategis (perdagangan bebas, globalisasi, demokrasi,

reformasi, lingkungan, hak atas tanah tumpang tindih lahan, berbagai konflik di

daerah dan sebagainya) dapat mempengaruhi perkembangan batubara.

Tidak adanya kegiatan eksplorasi dan investasi baru pada 3-4 tahun terakhir ini

akan berdampak pada penyediaan batubara masa depan.

Pemanfaatan batubara domestik cenderung meningkat, sehingga dapat terjadi

tarik menarik antara kebutuhan dalam negeri dan kebutuhan ekspor, ditandai

dengan semakin mendekatinya kedua nilai



Selama ini pemanfaatan batubara untuk keperluan domestik atau ekspor hanya

mengandalkan batubara berkualitas baik. Tanpa pemanfaatan lignit, tarik

menarik antara kebutuhan dalam negeri dan kebutuhan ekspor akan terjadi pada

waktu yang lebih awal, yaitu sekitar tahun 2012

Kegiatan litbang yang terbatas dan penguasaan teknologi (eksplorasi sampai

pemanfaatan) yang belum memadai berpengaruh terhadap perkembangan

batubara.

Masalah lingkungan yang makin ketat terhadap berbagai kegiatan batubara mulai

dari eksplorasi tambang dan pemanfaatan (Kyoto Protocol, carbon tax dan

sebagainya) dapat mempengaruhi perkembangan batubara.

Perencanaan produksi batubara tidak terpolakan dengan baik sehingga terjadi

ketidakseimbangan supply dan demand yang berakibat harga batubara

berfluktuasi.

C. Sektor Energi Terbarukan

Potensi energi terbarukan sangat besar seperti, biomassa, panas bumi, energi

surya, energi air, energi angin, dan energi samudera. Namun, sampai saat ini

pemanfaatannya masih sangat kecil.

Harga energi terbarukan belum kompetitif dibandingkan dengan harga energi

fosil sebagai akibat penerapan kebijaksanaan harga energi tersebut selama ini.

Sebelum adanya kebijakan energi terbarukan sebagai acuan pengembangan

energi terbarukan di Indonesia untuk mendukung pembangunan yang

berkelanjutan.

D. Sektor Kelistrikan

Kebutuhan tenaga listrik yang tidak dapat dipenuhi oleh PLN karena

keterbatasan dana untuk menambah kapasitas pembangkit tenaga listrik

didaerah sehingga banyak daerah di luar Jawa Bali mengalami pemadaman

bergilir



Belum terlistrikinya daerah terpencil. Pada akhir tahun 2002 rasio elektrifikasi

Indonesia masih rendah yaitu sekitar 60%.

Tarif dasar Listrik (TDL) yang sebagian masih subsidi, sehingga masih di bawah

nilai ekonomisnya.

Kurangnya infrastruktur transmisi dan distribusi ketenagalistrikan dan

terbatasnya kapasitas pembangkit listrik dikarenakan tidak ada investasi baru.

Pada tahun 2020 diperlukan penambahan kapasitas pembangkit sekitar

180.000 MW.

Mayoritas jenis pembangkit di daerah masih menggunakan PLTD dengan

bahan bakar HSD (solar) atau MFO/HFO sehingga biaya bahan bakar sangat

tinggi dan tidak ekonomis.

6.2 Rekomendasi Kebijakan Penyediaan Dan Pemanfaatan Energi Secara

Terintegrasi (Energy Mix)

Indonesia memiliki sumberdaya energi yang cukup beragam mulai dari energi fosil

batubara, migas, dan energi terbarukan dimana sebagian besar cadangan tersebut

berada di luar Jawa sedangkan konsentrasi konsumen berada di pulau Jawa.

Permasalahan lain adalah belum terintegrasinya kebijakan energi dalam pengembangan

energi nasional. Hal ini tercermin dari belum adanya kebijakan energi nasional yang

dapat mengintegrasikan semua sektor energi yang ada seperti minyak bumi, gas bumi,

batubara, dan energi terbarukan.

Dengan demikian Kebijakan Energi Mix perlu dikembangkan dengan tujuan sebagai

berikut :

- Menjamin ketersediaan dan berkelanjutan suplai energi nasional

- Menciptakan sinkronisasi kebijakan antara berbagai jenis energi

- Mengopimalkan nilai tambah energi

- Menurunkan ketergantungan pada energi fosil terutama minyak dan

meningkatkan penggunaan energi terbarukan.



Salah satu alat untuk mengoptimalkan penyediaan energi adalah dengan teknik

optimisasi untuk meminimisasi biaya penyediaan energi ditinjau dari aspek

keekonomian. Berdasarkan hasil simulasi model energy mix yang berisikan gambaran

dinamis prospek pengembangan energi yang memenuhi kriteria pemanfaatan energi

yang effisien dan ramah lingkungan, maka dapat disusun rekomendasi kebijakan energy

mix dan pengembangan infrastruktur energi yang memperhatikan aspek sumber energi,

lokasi pusat konsumen energi dan aspek geografi, misalnya:

- memperhatikan fungsi produksi dari penggunaan energi (misal PDB) yang

optimal dari sehingga nilai tambah energi maksimal

- menjaga ketersediaan energi fosil dengan memanfaatkan energi alternatif yang

ketersediaannya cukup besar. Hal ini bisa dilakukan dengan mengatur Rasio

Cadangan/Produksi energi fosil pada tingkat tertentu sehingga keberadaannya

untuk generasi mendatang masih dipertimbangkan

- membuat kebijakan zona penggunaan energi yang mempertimbangkan aspek

lokasi keberadaan sumberdaya energi dan konsumen karena akan sangat terkait

dengan masalah infrastruktur transportasinya

Dengan mempergunakan piranti lunak simulasi dinamik yang telah dibuat kebijakan

sektor energi dapat mensimulasikan perilaku variabel-variabel di dalam model energy

mix dan skenario kebijakan di sepanjang waktu yang diamati. Berdasarkan hasil

optimasi dan simulasi dengan mempergunakan piranti lunak LEAP, maka dapat disusun

sebuah rekomendasi kebijakan energi mix sebagai berikut:

A. Rekomendasi Kebijakan Umum Energi

1. Menjamin ketersediaan energi domestik dalam jumlah dan mutu yang memenuhi

persyaratan penggunaannya sejalan dengan meningkatnya laju pembangunan

dan populasi.

2. Menciptakan energy mix yang optimal dan memenuhi aspek keekonomian dan

lingkungan, melalui peningkatan pangsa penggunaan gas dan batubara yang



cadangannya relatif banyak serta peningkatan pangsa energi terbarukan dengan

potensi yang melimpah dan ramah lingkungan.

3. Mempertahankan keragaman sumberdaya energi dengan mengendalikan rasio

cadangan terhadap produksi energi fosil

4. Melakukan optimasi, efisiensi dan efektivitas kegiatan eksploitasi sumber daya

energi khususnya sumber yang tak terbarukan di hulu dan melaksanakan

peningkatan efisiensi pemanfaatan dan penerapan manajemen energi serta audit

energi di hilir

5. Memujudkan kegiatan pengelolaan energi yang jelas, efektif, etis, transparan,

dan akuntabel serta memenuhi aspek pembangunan berkelanjutan.

6. Meningkatkan kesetaraan akses energi antar golongan pendapatan dan antar

daerah melalui pembentukan social safety net

7. Meningkatkan iklim investasi dalam kegiatan eksplorasi dan eksploitasi energi,

pembangunan infrastruktur energi serta pemanfaatannya.

B. Rekomendasi Kebijakan Energi Sektoral

1. Rekomendasi Kebijakan Energi Sektor Minyak Bumi

Hulu

Meningkatkan investasi di sektor hulu minyak bumi melalui mekanisme

pemberian paket insentif untuk daerah frontier

Mengembangkan lapangan marjinal minyak bumi yang potensinya cukup besar

dengan pemberian insentif seperti perubahan pola bagi hasil atau menggunakan

pendekatan baru yang membedakan lapangan marginal dengan lapangan

ekonomis

Meningkatkan akses informasi potensi investasi industri hulu migas melalui

peningkatan kemampuan pusat informasi yang ada sehingga dapat menarik

investor



Meningkatkan cadangan minyak melalui peningkatan kegiatan eksplorasi dan

eksploitasi minyak bumi yang intensif seperti kegiatan survey, dan pengenderaan

jarak jauh

Meningkatkan usaha penambahan perolehan minyak bumi, melalui penggunaan

teknologi maju untuk sumber minyak bumi non-konvensional (marginal dan

deepwater) dan pengembangan sumur tua dengan Enhanced Oil Recovery

(EOR) yang potensi cadangannya sangat besar

Mempertahankan penerapan DMO bagi badan usaha minyak untuk menjamin

keamanan pasokan minyak dalam negeri

Hilir

Menerapkan harga BBM sesuai dengan keekonomian yang mencerminkan biaya

transportasi untuk daerah yang berbeda dan ukuran pasar BBM dan

penghapusan subsidi BBM secara bertahap

Pemerintah menjamin terciptanya iklim persaingan usaha migas yang sehat dan

wajar serta tidak merugikan pengusaha kecil (ritel) .

Mengembangkan infrastruktur kilang minyak dan penyimpanan BBM yang

memadai

Menghapuskan produksi bensin bertimbal dan meningkatkan produksi BBM

kualitas tinggi (sulfur rendah dan oktan tinggi) untuk menunjang regulasi

lingkungan hidup. Untuk meningkatkan kualitas BBM premium dari leaded

menjadi unleaded dibutuhkan biaya sekitar 1-2 cents/liter

Melakukan pengelolaan lingkungan hidup dan pengolahan limbah kegiatan migas

mulai dari kegiatan pengolahan, pengangkutan, penyimpanan sampai niaga

seoptimal mungkin sesuai dengan perundang-undangan yang berlaku.

Mengembangkan dan meningkatkan penggunaan teknologi hemat energi dan

teknologi bersih dan memberikan “reward” kepada pengguna energi yang dapat

membuktikan penurunan pemakaian energi yang signifikan.

Meningkatkan kelembagaan Badan Pengatur Hulu Migas (BPH) dan perangkat

peraturan Migas Hilir sebagai penunjang pelaksanaan UU Migas No 22, tahun



2001, sebagai antisifasi pengalihan kewenangan dari Pertamina ke BPH dalam

penyedian dan distribusi BBM nasional mulai November 2005.

Meningkatkan peran pusat informasi energi terutama untuk koleksi, pengolahan

dan publik data, dan pengembangan perangkat analisis dan model energi yang

dapat merepleksikan perubahan yang terjadi pada industri gas dan pasar

2. Rekomendasi Kebijakan Energi Sektor Gas Bumi

Hulu

Stimulasi investasi di sektor hulu gas bumi melalui mekanisme pemberian paket

insentif untuk pengembagan daerah non-konvensional

Mengoptimalkan pemanfaatan gas bumi untuk kebutuhan dalam negeri

sehingga multiplier effect ada di dalam negeri

Comunity development melalui UKM, Pendidikan, Kesehatan, Keagamaan

Mereduksi flare gas melalui peningkatan pemanfaatan gas disekitar lokasi flare

seperti untuk industri kecil dan rumah tangga

Meningkatkan dan mengembangkan teknologi upgrading gas yang mengandung

inpurities tinggi seperti air, nitrogen, CO2, sulfur terutama untuk sumur-sumur

gas yang mengandung inpurities tinggi

Mendorong pemanfaatan lapangan gas yang lebih variatif selain LNG seperti Gas

to liquid dan CNG, produk petrokimia dan Gas by Wire

Menerapkan domestic market obligation untuk menjamin ketersediaan pasokan

gas dalam negeri, apabila ada kendala dalam penyaluran gas, sebaiknya gas

tersebut dialihkan untuk peningkatan infrastruktur gas bumi

Hilir

Penerapan harga gas bumi disesuaikan dengan harga keekonomiannya

Melakukan restrukturisasi tata niaga BBG dan LPG sehingga mampu

meningkatkan pemakaian gas dalam negeri

Menciptakan kondisi minimun terciptanya bisnis BBG dan LPG yang lebih

kompetitif yaitu



- beberapa pelaku harus ready to operate tergantung dari ukuran pasar

- hubungan dengan perusahaan swasta harus ditangani secara serius oleh

pemerintah dimana kualitas pelaku diukur dengan kapasitas finansial dan

teknisnya

Meningkatkan pemanfaatan BBG sebagai bahan bakar bersih sektor transportasi,

industri, listrik dan rumah tangga

Mengembangkan pemanfaatan gas flare melalui teknologi utilisasi gas bumi

Mengembangkan teknologi penyimpanan dan pengisian BBM, sel bahan bakar

dan mobil hibrid

Meningkatkan fungsi kelembagaan BPH sebagai badan regulator yang

independen dan transparan dan bersifat non diskriminasi serta dapat menjamin

level playing field dari badan usaha gas bumi

3. Rekomendasi Kebijakan Energi Sektor Batubara

Sektor Hulu

Pemerintah Pusat dan Daerah menyediakan fasilitas pendukung seperti

peraturan, perizinan dan sebagainya, untuk menjamin tersedianya batubara

domestik dalam jumlah dan mutu yang memenuhi persyaratan industri.

Pemerintah Pusat dan Daerah membantu menjamin ketersediaan batubara untuk

ekspor setelah kebutuhan untuk domestik terjamin.

Meningkatkan eksplorasi dan evaluasi cadangan batubara untuk mengembangkan

status potensi sumberdaya menjadi cadangan terbukti sehingga nilai

keekonomian batubara secara nasional dapat diketahui baik untuk tambang

dalam maupun tambang terbuka

Meningkatkan produksi batubara nasional secara terencana sesuai program

pemerintah, untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri dan ekspor berdasarkan

kaidah penambangan berwawasan lingkungan dan konservasi



Sektor Hilir

Memanfaatkan batubara untuk berbagai penggunaan baik sebagai bahan bakar

maupun bahan baku industri disesuaikan dengan kualitas batubara dan keperluan

nasional

Penetapan harga dasar batubara yang menunjang pengembangan industri

berbasis batubara yang efisien dan kompetitif

Pengukuran dan pengendalian emisi udara yang dihasilkan oleh industri hilir

berbasis batubara

Aplikasi teknologi coal Up-grading untuk mendorong pemanfaatan batubara

muda dalam sektor ketenaga listrikkan

4. Rekomendasi Kebijakan Energi Sektor Energi Baru dan Terbarukan

Meningkatkan pemanfaatan panas bumi dan tenaga air untuk pembangkitan

tenaga listrik skala besar

Meningkatkan pemanfaatan energi surya, angin dan biomassa untuk

pemanfaatan langsung sebagai pembangkit listrik rumah tangga, pemanas dan

pengering industri kecil.

Menyusun kebijakan insentif berupa insentif pajak untuk meningkatan

pemanfaatan dan fabrikasi domestik peralatan energi terbarukan

Menetapkan harga energi fosil sesuai dengan keekonomiannya, sehingga harga

energi terbarukan dapat lebih kompetitif

5. Rekomendasi Kebijakan Ketenagalistrikan

Penanggulangan krisis penyediaan tenaga listrik di berbagai daerah

Pemberian daya tarik untuk berinvestasi melalui kebijakan tarif dan insentifnya.

Rasionalisasi tarif dasar listrik (TDL) sampai mencapai nilai keekonomiaannya.

Rasionalisasi harga jual listrik swasta kepada PLN

Pemberian insentif untuk perusahaan tenaga listrik yang menggunakan teknologi

bersih dan ramah lingkungan



Peningkatan standar lingkungan untuk pembangkit listrik

Meningkatkan penggunaan sumber energi terbarukan

Memanfaatkan sumber energi setempat untuk daerah perdesaan dan terpencil

C. Rekomendasi Kebijakan Pengembangan Infrastruktur Energi Nasional

Isu penting disini adalah bagaimana bisa mengembangkan infrastruktur energi

yang handal sehingga akses masyarakat untuk menggunakan energi mudah dengan

harga yang terjangkau. Infrastruktur energi dimaksud meliputi unit konversi energi

seperti pembangkit listrik, kilang minyak dan gas, sarana tranportasi minyak mentah,

BBM, gas, LNG, LPG, batubara, dan listrik serta sarana penyimpanan BBM, gas dan

batubara. Ketersediaan infrastruktur merupakan kunci penting bagi pertumbuhan

ekonomi nasional seperti yang diperlihatkan pada gambar berikut.

Gambar Pertumbuhan, infrastruktur dan investasi (BAPPENAS)

Faktor infrastruktur fisik, yaitu berbagai instalasi dan kemudahan dasar (terutama

sistem transportasi, komunikasi dan listrik) yang sangat diperlukan oleh masyarakat

dalam melakukan aktivitas perdagangan dan kelancaran pergerakan orang, barang dan



jasa dari suatu daerah ke daerah atau negara lain dalam proses kegiatan usaha,

merupakan syarat penting bagi hadirnya investasi. Dalam hal ini infrastruktur dapat

dilihat dari dua hal, yaitu tingkat ketersediaannya dan tingkat kualitasnya.

Secara umum, 5 tahun terakhir, tingkat ketersediaan infrastruktur di berbagai

daerah di Indonesia tidak bertambah. Bahkan, infrastruktur yang ada, kualitasnya

berkurang atau bahkan telah hilang. Hal ini mengurangi tingkat akses masyarakat dan

dunia usaha, dan tentu saja sangat besar pengaruhnya terhadap masuknya investasi.

Gambaran umum keadaan infrastruktur di Indonesia secara umum belum

memadahi untuk mendukung pertumbuhan perekonomian nasional, begitu pula halnya

dengan sistem infrastruktur energi di Indonesia sebagai berikut:

Kapasitas kilang minyak masih belum bisa mencukupi permintaan BBM dalam

negeri disamping itu terjasi kedala dalam kapasitas stok penyimpanan BBM,

seperti tangki timbun dan besarnya impor BBM

Kapasitas pembangkit listrik belum memadahi demikian juga jaringan transmisi

dan distribusi terutama di luar Jawa sehingga masih sering terjadi pemadaman

listrik

Keterbatasan atau belum adanya infrakstruktur gas bumi terutama jaringan

transmisi dan distribusi dan LNG regasifikasi sehingga masih terjadi supply

shortage bagi konsumen dalam negeri seperti industri pupuk dan listrik

Keterbatasan kapasitas angkut batubara lewat rel seperti kasus di Sumatera dan

sungai di Kalimantan

Rekomendasi Kebijakan Infrastruktur Energi

Berdasarkan hasil optimasi dan simulasi dengan mempergunakan LEAP, maka

dapat disusun sebuah rekomendasi kebijakan bagi pengembangan infrastruktur untuk

pemanfaatan energi yang efisien dan dalam rangka mendukung sektor yang lainnya

seperti transportasi dan industri.



Membuat kebijakan infrastruktur energi nasional yang terintegrasi

Membuat rencana induk pengembangan jaringan pipa gas nasional yang bersifat

open access dan mengembangkan jaringan pipa gas ASEAN bersama dengan

negara-negara terkait.

Mengembangkan terminal regasifikasi LNG dan pengangkutan dengan sistem

CNG

Membuka peluang investasi pembangunan kilang baru, dan penyimpanan BBM

melalui skema insentif baru berupa keringanan pajak/ fiskal dan serta kebijakan

harga energi yang mencerminkan nilai keekonomiannya

Pembuatan peraturan yang lebih teknis untuk mengatur investasi di sektor

infrastruktur energi

Meningkatkan sistem jaringan transportasi kereta api batubara di Sumatera

menjadi jalur rel ganda dan membangun sistem jaringan rel kereta api baru di

Kalimantan bagian Timur dan Selatan untuk mendukung peningkatan produksi

batubara.

Meningkatkan kapasitas dan membangun pelabuhan batubara baru di Sumatera

dan Kalimantan untuk mendukung peningkatan produksi batubara.

Meningkatkan pembangkitan tenaga listrik yang menggunakan gas bumi baik

yang disalurkan melalui jaringan pipa gas bumi maupun terminal regasifikasi

LNG.

Meningkatkan pembangkitan tenaga listrik yang memanfaatkan potensi energi

lokal, seperti batubara rangking rendah dengan PLTU mulut tambang,

pemanfaatan mini dan mikrohidro, pembangkit listrik tenaga surya dan angin,

khususnya untuk daerah yang belum terjangkau jaringan listrik.

Pemberian prioritas kepada investasi pembangkit yang ramah lingkungan dan

memberikan konstribusi maksimal kepada kepentingan negara.

Meningkatkan pemanfaatan teknologi Co-genenerasi, Combined-cycle, Integrated

Gasification Combined-cycle dan Fuel Cell.



C. Rekomendasi Kebijakan Pengembangan Infrastruktur Energi Regional

Untuk memperlihatkan aspek regional, maka dilakukan pengelompokan ke dalam

region / pulau besar yaitu : Sumatera, Jawa, Kalimantan, Sulawesi dan Papua serta

lainnya. Perilaku pertumbuhan populasi dan PDB regional untuk kasus dasar.

Berdasarkan kedua gambar ini tampak bahwa pertumbuhan populasi dan PDB hingga

tahun 2020 di Jawa dan Bali masih mendominasi terhadap region yang lain.

Berdasarkan semangat percepatan pembangunan di luar Jawa atau Kawasan

Timur Indonesia, maka perlu kebijakan pengembangan infrastruktur energi yang tidak

hanya semata-mata didorong oleh kebutuhan energi regional. Kebijakan energi yang

dibutuhkan adalah kebijakan pengembangan dan penambahan infrastruktur energi yang

menciptakan aktivitas (bukan kebijakan yang (Business as Usual). Seperti pengalaman

pertumbuhan kawasan baru di perkotaan, penciptaan sentra-sentra pertumbuhan

ekonomi akan menggerakkan perpindahan populasi yang pada akhirnya mendorong

pertumbuhan PDB. Dengan demikian maka tersedia infrastruktur energi merupakan

prasyarat bagi tumbuhnya ekonomi regional yang akan mendorong pertumbuhan

sektor-sektor kemasyarakatan lainnya. Penyediaan infrastruktur energi juga perlu

diarahkan untuk sebesar-besarnya memanfaatkan ketersediaan sumberdaya energi di

regional masing-masing. Kebijakan pembangunan jaringan rel kereta batubara di

Kalimantan, misalnya, selain akan mendorong pertumbuhan produksi batubara, juga

akan membuka akses yang lebih besar bagi pertumbuhan sektor perekonomian lainnya.

Pendekatan secara teknis biasanya dengan menggunakan pendekatan skenario bahwa

pertumbuhan PDB daerah luar Jawa harus lebih tinggi dibanding pulau Jawa sehingga

share penggunaan energi regioanal akan bergeser Jawa mengalami penurunan dan luar

Jawa akan mengalami peningkaan sehingga pertumbuhan infrastruktur di luar Jawa

juga akan meningkat.




Sulawesi, Papua dan

lainnya Infrastruktur Energi

2003-10 2010-20 2003-10 2010-20 2003-10 2010-20 2003-10 2010-20

Minyak

Kilang minyak (MBSD)

Depot minyak (MMB)

Pipa minyak (km)

150

3.1

-

300

9.8

-

450

8.8

2340

300

27.9

825

-

1.2

-

150

3.9

-

-

3.0

-

450

7.3

-

Gas

Kilang LNG (Jt

Ton/Thn)

Pipa Gas (km)

LNG Rcving Term.

(BCF)

-

852

270

-

-

-

-

-

864

864

7.5

200

7.5

Batubara

Pelabuhan BB: 9.5 20 21 15




Sulawesi, Papua dan

lainnya Infrastruktur Energi

2003-10 2010-20 2003-10 2010-20 2003-10 2010-20 2003-10 2010-20

(juta ton / thn)

Rel Kereta (km) : 220 720 405 835

Listrik

Pembangkit Total

(MW):

Pembangkit Listrik

Panas Bumi (MW) :

Transmisi listrik (km) :

5200

20

3834

4100

270

2803

35600

785

26502

28600

1615

19381

1100

-

795

900

-

582

1900

70

1447

1600

150

1058

Tabe Skenario Biaya Investasi Penambahan Infrastruktur Energi Regional (juta USD)

Infrastruktur Energi Sumatera Jawa dan Bali Kalimantan Sulawesi, Papua dan

lainnya



2003-

10 2010-20 2003-10 2010-20 2003-10 2010-20 2003-10 2010-20

Minyak

Kilang minyak

Depot minyak

Pipa minyak

2200

40

-

4400

127

-

6600

114

715

4400

362

202

-

16

-

2200

51

-

-

39

-

6600

95

-

Gas

Kilang LNG

Pipa Gas


-

770

400

-

-

-

-

1535

-

-

-

-

-

1135

-

-

-

-

2600

80

-

2600

-

-

Batubara

Pelabuhan BB: 8 14 - - 36 26 - -



Rel Kereta : 105.6 345.6 - - 324 668 - -

Ik

Pembangkit Total :

Pembangkit Listrik

Panas Bumi :

Transmisi listrik :

3572

50

714

2612

515.7

522

24695

1500

4939

18060

3085

3612

741

-

148

542

-

107

1348

130

270

986

265

197



LAMPIRAN:

SIMULASI LEAP



Gambar 1

1

Simulasi dengan LEAP

Direktorat Energi, Telekomunikasidan Informatika

Bappenas

Leap lisensi untuk Bappenas (National Development Planning Agency )

Gambar 2

2

Asumsi

• Pertumbuhan ekonomi 6,6 %• Elastisitas 1,2



Gambar 3

3

Gambar 4

4



Gambar 5

5

Gambar 6

6



Gambar 7

7

Gambar 8

8



Gambar 9

9

Gambar 10

10



Gambar 11

11

Gambar 12

12



Gambar 13

13

Gambar 14

14



Gambar 15

15

Gambar 16

16



Gambar 17

17

Gambar 18

18



Gambar 19

19

Gambar 20

20



Gambar 21

21

Gambar 22

22



Gambar 23

23

Gambar 24

24



Gambar 25

25

Gambar 26

26



Gambar 27

27

Gambar 28

28



Gambar 29

29

Gambar 30

30



Gambar 31

31

Gambar 32

32



Gambar 33

33

Gambar 34

34



Gambar 35

35

Gambar 36

36



Gambar 37

37

Gambar 38

38



Gambar 39

39

Gambar 40

40



Gambar 41

41

This document was created with Win2PDF available at http://www.win2pdf.com.The unregistered version of Win2PDF is for evaluation or non-commercial use only.This page will not be added after purchasing Win2PDF.

http://www.win2pdf.com

Laporan Isu Strategis Energi Akhirperpustakaan.bappenas.go.id/lontar/file?file=digital/105497... ·...

Documents

Transcript of Laporan Isu Strategis Energi Akhirperpustakaan.bappenas.go.id/lontar/file?file=digital/105497... ·...