Jakarta, Petrominer — Resiko terbesar dalam pengembangan energi panasbumi adalah pengeboran sumur eksplorasi dan pengembangannya. Belum ada institusi keuangan di Indonesia yang mau memberikan dana pengeboran eksplorasi. Padahal, beberapa negara yang memiliki potensi energi panasbumi telah memberikan insentif untuk pengembangan energi bersih ini. Untuk itulah, pengembangan energi panasbumi yang bersih lingkungan perlu mendapat kebijakan insentif yang signifikan dan menarik dari pemerintah, seperti melalui skema adanya asuransi yang telah berhasil dilakukan di beberapa negara.
Melalui program percepatan 10.000 MW tahap II maupun proyek 35 GW, Pemerintah mentargetkan pembangunan pembangkit listrik tenaga Panasbumi (PLTP) lebih besar lagi dari tiga BUMN yang bergerak di pemanfatan energi panas bumi (Pertamina, Geo Dipa Energi dan PLN). Tidak hanya itu, Pemerintah pun telah mencanangkan target sebesar 7.000 MW pada tahun 2025 untuk energi panasbumi, melalui Peraturan Pemerintah Nomor 79 Tahun 2014 tentang Kebijakan Energi Nasional.
Dalam kebijakan tersebut, target bauran Energi Baru Terbarukan di tahun 2025 mendatang diharapkan sampai 23 persen. Namun, hingga hari ini, total kapasitas PLTP Indonesia masih 1.493,5 MW atau kekurangan sebesar + 5.500 MW. Ini artinya, pengembang panasbumi harus membangun PLTP dengan kapasitas sekitar 550 MW per tahun agar dapat mencapai target 7.000 MW di tahun 2025.
PLTP telah terbukti di dunia dan merupakan pembangkit yang ramah lingkungan, karena limbah yang dihasilkan dari proses pembangkit listrik ini hanya berupa air panas (+ 50 derajat Celcius) bersama zero gas CO2, serta sedikit H2S yang langsung disuntikkan ke dalam reservoir panasbumi untuk menggantikan suplai fluida yang sudah dipakai/manfaatkan. Dengan proses siklus pengambilan energi seperti ini, potensi tercemarnya lingkungan oleh limbah pembangkit listrik panas bumi sangat kecil sekali efeknya bagi lingkungan sekitar.
Energi panasbumi berupa fluida dan uap panas dari reservoir panas bumi yang tidak dapat diekspor hanya bisa dimanfaatkan untuk keperluan pembangkit listrik setempat. Kekurangan kapasitas energi panasbumi sebesar + 5.500 MW tersebut setara dengan pengurangan emisi CO2 sebesar 38 juta ton dari pengalihan pemanfaatan batubara atau 25 juta ton dari penggantian pemakaian BBM untuk pembangkit listrik. Sedangkan, pemanfaatan energi panasbumi setara dengan penghematan 88 juta barel minyak bumi per tahun atau 13 juta ton per tahun penggunaan batubara. Sehingga, pemanfaatan energi panasbumi hingga + 5.500 MW bisa menyelamatkan penerimaan negara sebesar + US$ 4,5 miliar per tahun dari penghematan BBM atau US4 1,5 miliar per tahun dari penghematan batubara.
Dengan begitu, pengembangan energi energi panasbumi memiliki peran penting dalam diversifikasi energi atau mengurangi ketergantungan penggunaan energi fossil, minyak, gas bumi dan batubara dalam membangkit tenaga listrik serta membangun kemandirian energi lokal untuk ketahanan energi nasional.
Dana Eksplorasi
Resiko terbesar dalam pengembangan energi panasbumi adalah pengeboran sumur eksplorasi dan pengembangannya. Belum ada institusi keuangan di Indonesia yang mau memberikan dana pengeboran eksplorasi. Namun, di beberapa negara seperti Iceland, Jerman, Afrika Timur oleh World Bank dan Perancis, telah diberikan dukungan serius melalui skema asuransi eksplorasi oleh pemerintahnya. Negara-negara lain yang juga memiliki potensi energi panasbumi telah banyak pula memberikan insentif untuk energi bersih.
Pusat Investasi Pemerintah (PIP) yang diamanahkan oleh Menteri Keuangan (Menkeu), melalui Keputusan Menteri Keuangan Nomor 286 Tahun 2011, dan sekarang dilakukan oleh Sarana Multi Infrastruktur (SMI) mengelola Fasilitas Dana Geothermal (FDG) guna mempercepat kegiatan eksplorasi atau pencarian sumur energi panasbumi sebagai bagian dari percepatan pengembangan PLTP.
Pemerintah dengan persetujuan DPR-RI sudah memberikan fasilitas dana pengelolaan pengembangan panasbumi melalui APBN 2011-2013 sebesar Rp 1 triliun per tahun. Tetapi sayangnya dana tersebut belum dapat dikelola oleh pemerintah karena mekanismenya belum lengkap, sehingga jika terjadi kegagalan dari kegiatan eksplorasi energi panasbumi, hal ini dapat dianggap kerugian negara mengingat belum ada asuransi yang bisa menjamin kegagalan pengeboran tersebut.
Maksud dan tujuan asuransi eksplorasi panasbumi sebenarnya tidak hanya memitigasi resiko atas kegagalan pengeboran eksplorasi namun dapat juga memitigasi biaya untuk pendanaan proyek (project financing). Kerugian negara bisa tidak terjadi karena resiko kerugian dilimpahkan atau dialihkan ke asuransi. Gagalnya eksplorasi panasbumi pada umumnya adalah pengeboran sumur yang tidak menemukan (menembus) rekahan atau patahan didalam reservoir panasbumi. Lebih lanjut, kegagalan pengeboran sumur panas bumi mengakibatkan tidak dapat mengalirkannya ‘fluida dan atau uap panas bumi’ kepermukaan, sehingga sumur tersebut tidak dapat menyemburkan/produksi ‘fluida dan atau uap panas’, menjadi tenaga listrik (dikonversikan melalui turbin dan generator). Detil penjelasan gagal eksplorasi dapat diperjelas dengan mudah dan tidak ada unsur ketidakpastian yang merugikan kedua belah pihak.
Sejak tahun 1970 upaya mitigasi resiko ekplorasi sumur panasbumi hingga hari ini sudah dilakukan dibeberapa negara untuk mengakselerasi pengembangan pemanfaatan energi panasbumi. Umumnya insentif yang diberikan itu antara lain berupa jaminan pinjaman, jaminan biaya sebagian atas kegagalan pemboran sumur panas bumi, program asuransi untuk membantu biaya pengeboran eksplorasi, pengurangan pajak atas fasilitas konstruksi serta jaminan penjualan listrik energi panas bumi dengan harga yang menarik. Sudah saatnya Indonesia meneruskan upaya pengelolaan fasilitas dana geothermal (FDG) yang sudah disetujui oleh DPR-RI untuk dana geothermal (FDG) tahun APBN 2011-2013 (sebesar Rp 1 triliun per tahun). Tentu, upaya pemerintah akan dapat direalisasikan jika dana geothermal (FDG) tersebut dapat dijamin oleh asuransi.
Indonesia merupakan negara yang memiliki potensi panasbumi terbesar di dunia, dengan total sekitar 29 GW apabila dikonversikan menjadi listrik karena Indonesia dikelilingi oleh pegunungan akibat lempeng api ‘ring of fire’, terbentang dari Sabang hingga Marauke. Potensi proyek PLTP sebesar 10.000 MW paling banyak di Sumatera dan Jawa, sedangkan wilayah yang sudah banyak menghasilkan listrik dari energi panasbumi saat ini adalah di Jawa Barat, terdapat di Lapangan Kamojang (PGE), Lapangan Darajat (Chevron), Lapangan Wayang Windu (Star Energy), Lapangan Patuha (PT Geo Dipa Energi), dan Lapangan Awibengkok, di Gunung Salak (Chevron). Di Jawa Tengah, PT Geo Dipa Energi juga mengelola Lapangan Dieng. Sedangkan dibeberapa lapangan panasbumi di luar Jawa yang sudah dieksplorasi dan dieksploitasi yaitu di Sibayak (PGE) Sumatera Utara, Ulubelu (PGE) Lampung (Sumatera Selatan) dan Lahedong (PGE) Sulawesi Utara.
Saat ini, kontribusi PLTP Indonesia dalam sistem kelistrikan nasional masih kecil jumlahnya dibandingkan pengembangan PLTP di Filipina karena pembangunan PLTP di Indonesia terkendala dengan nilai keekonomiannya (rendahnya harga jual listrik ke PLN). Lebih lanjut, walaupun pemerintah sudah menaikan harga listrik panasbumi, namun masih belum banyak membantu pengembangan PLTP mengingat, biaya sumur eksplorasi dan pengembangan serta biaya persiapan infrastruktur masih tinggi, total biaya sumur panasbumi misalnya sekitar US$ 7 juta per sumur.
Estimasi total biaya secara keseluruhan saat ini termasuk sumur-sumur dan sistim di atas permukaan tanah (Steamfield Above Ground System) untuk PLTP di Indonesia sekitar US$ 4 – 5 juta per megawatt (MW). Biaya infrastruktur seperti penyediaan jalan dan lahan serta tiga sumur pengeboran eksplorasi itu layaknya ditanggung oleh pemerintah agar harga listrik panas bumi bisa sekitar 12 cent US$/kWh. Perlu dicatat bahwa saat ini biaya pengeboran sumur eksplorasi dan persiapan infrastruktur dilapangan seperti jalan dan pembebasan lahan menjadi tanggung jawab pengembang dan, kegiatan ini masih sulit untuk mendapatkan pendanaan/pinjaman dari bank.
Keberadaan asuransi untuk memitigasi kerugian biaya akibat kegagalan pengeboran eksplorasi dapat juga meminimalisir pendanaan proyek (project financing). Oleh karena itu, BUMN disektor panasbumi seperti Geodipa, PLN dan Pertamina perlu melakukan percontohan sebagai langkah terobosan. Apabila keberadaan perusahaan asuransi dan lembaga keuangan seperti PT Pusat Investasi Pemerintah (PIP) dan PT Sarana Multi Infrastruktur (SMI) berjalan dengan baik, tentu mekanisme serupa dapat ditawarkan juga kepada swasta nasional yang melakukan pengembangan proyek panas bumi karena energi panas bumi adalah energi bersih lingkungan, sesuai upaya pelaksanaan kegiatan pembangunan proyek ‘zero’ emisi CO2 yang dibutuhkan dunia.
Dalam paparan teknis berdasarkan data published sekitar 300 sumur panas bumi di Indonesia, terbukti 75% sukses atas pengeboran sumur eksplorasi, dengan rata-rata produksi sekitar 7 MW. Lain halnya dengan pengeboran Hydrocarbon di Indonesia yang hanya mencapai 7-10% sukses. Dengan lebih banyaknya data, tentu pihak asuransi lebih mudah memahami struktur resiko eksplorasi panas bumi. Deskripsi proyek panas bumi yang diperlukan pihak asuransi dalam estimasi dari sumur yang akan di bor meliputi antara lain seperti studi kelayakan geologi, interpretasi investigasi seismic, konsep pengembangan usaha, desain lokasi sumur-sumur, program stimulasi sumur apabila diperlukan, rencana PLTP yang akan dipasang, seluruh perijinan, informasi kontraktor dan vendor yang bekerjasama, termasuk juga informasi direksi yang bertanggung jawab bersama tenaga akli independent yang dipercaya dalam membuat proposal.
Pemanfaatan panasbumi di nusantara baru tersebar di 9 (sembilan) lokasi sebagian besar berada di Jawa, sisanya tersebar di Sulawesi Utara, Sumatera Utara, dan Nusa Tenggara Timur. Mengingat sumber energi panas bumi Indonesia bagian timur memungkinkan digunakan untuk pembangkit skala kecil, maka perlu adanya insentip khusus untuk pengembangan PLTP skala kecil. Faktor utama yang mempengaruhi keekonomian PLTP skala kecil sama dengan skala besar diantaranya adalah kualitas sumur produksi dan kondisi lokasi tersebut. Kebutuhan Indonesia timur saat ini masih cukup dengan produksi dibawah 10 MW dan hasil perhitungan menunjukan bahwa PLTP skala kecil mempunyai rentang biaya pembangkitannya sekitar 35 cent US$/kWh, dan harga listrik itu tergantung dari kualitas sumber daya alam dan kondisi infrastrukturnya.
Eksplorasi merupakan tantangan utama dan terbesar dari resiko pemanfatan energi panas bumi, karena kegiatan ini adalah kunci dalam rantai bisnis. Manfaat asuransi untuk pengeboran sumur eksplorasi maupun pengembangan panas bumi masih belum dikenal di Indonesia. Padahal, tidak seperti pengembangan energi fossil, pengembangan pemanfaatan energi terbarukan (panas bumi) semestinya lebih mudah mendapat pinjaman lunak dunia, seperti melalui mekanisme kerjasama negara maju untuk melakukan aktivitas pembangun proyek “Low Carbon, rendah emisi CO2” dan lain-lainnya.
Dengan sudah terlaksananya asuransi di beberapa negara yang disebutkan di atas, tentu, pihak asuransi tidak sulit menyepakati tantangan resiko eksplorasi pengeboran sumur panas bumi di Indonesia. Langkah selanjutnya adalah, pengesahan dari badan Otoritas Jasa Keuangan (OJK), dan menjabarkan ‘Term and Condition’ bersama perhitungan teknis aktuaria sebagai dasar perhitungan premi asuransi. Asumsi atas pengeboran sumur eksplorasi dan pengembangan pemanfaatan energi panas bumi mudah didapat dan tidak sulit dibuatkan formula untuk perhitungan teknis aktuaria, sebagaimana asuransi di sektor migas Indonesia.
Data published telah menunjukan 75% sukses pengeboran sumur eksplorasi dengan produksi rata-rata 7 MW di Indonesia ini dapat menjelaskan pula bahwa sumur dengan produksi dibawah 5 MW (1 – 5 MW) sebenarnya masih dapat memberikan manfaat bisnis untuk daerah dengan demand kecil. Pengeboran sumur panas bumi, lebih lanjut dapat ditarik kesimpulan, kegiatan yang tidak terlalu tinggi resikonya dibandingkan dengan pengeboran Hydrocarbon (minyak dan gas). Lokasi sumur panas bumi letaknya selalu di daratan, dan bukan di lautan, sehingga dapat diyakinkan jaminan asuransi eksplorasi atas FDG pemerintah guna kegiatan eksplorasi atau pencarian sumur energi panas bumi sebagai bagian dari percepatan pengembangan PLTP dapat dikembalikan (tidak hilang), dengan jangka waktu yang disepakati oleh kedua belah pihak (pengembang dan PIP/SMI).
Insentif untuk pengembangan pemanfaatan energi terbarukan seperti energi panasbumi yang bersih lingkungan perlu mendapat kebijakan insentif yang signifikan menarik dari pemerintah, seperti melalui skema adanya asuransi yang telah berhasil dilakukan di beberapa negara, sebagimana disebutkan diatas. Banyak dan mudah sebenarnya mendapat pinjaman lunak dunia, sebagaimana melalui mekanisme kerjasama negara maju untuk melakukan aktivitas pembangun proyek “Low Carbon, rendah emisi CO2” untuk pemanfaatan energi bersih lingkungan. Tidak diragukan, asuransi resiko eksplorasi sebagai mitigasi resiko atas kegagalan pengeboran eksplorasi panasbumi, juga diperlukan sebagai mitigasi biaya untuk pendanaan proyek (project financing), dalam upaya pelaksanaan kegiatan pembangunan proyek ‘zero’ emisi CO2 di indonesia.
—————————–
Oleh: Riki F. Ibrahim
• Dosen Pasca Sarjana Universitas Darma Persada (Jurusan Energi Terbarukan)
• Dewan Pakar Masyarakat Energi Terbarukan Indonesia
• Dewan Pakar Masyarakat Ketenagalistrikan Indonesia
• Mantan Direktur Keuangan Tuban Petrochemicals Industries
• Mantan Direktur Pengembangan Ketenagalistrikan Pacific Oil & Gas
• Mantan Vice President Geothermal Amoseas Inc.
Tinggalkan Balasan