Jalur Kereta Api - ptsmi.co.id · Geothermal Energy Daftar Isi Table of Content. 4 PT Sarana Multi...

2 PT Sarana Multi Infrastruktur (Persero)

SMI Insight 2015 SMI Insight 2015

PT Sarana Multi Infrastruktur (Persero) 3

05

17

07

04

19

08

08

10

22

11

27

13

14

Jalur Kereta Api

US Electricity Review

Pengembangan Jalur Kereta Api dalam Rencana Strategis Perkeretaapian 2015 – 2019Railway Development within Rail Strategic Plan 2015 – 2019

Rincian Rencana Pembangunan Rel Kereta Api di Luar Jawa Tahun 2015-2019Details of the Development Plan for Railways Beyond Java Year 2015-2019

Perkembangan Kondisi Jalur Kereta Api Indonesia dibandingkan dengan Negara LainIndonesian Rails Compared to Other Developing Countries

Perusahaan Pengelola Jalur Kereta ApiRailway Management Company

RegulasiRegulation

Rencana Pengembangan ke DepanFuture Development Plans

DisclaimerDisclaimer

Tata Kelola Sektor Ketenagalistrikan ASUS Electricity Sector Governance

Komponen Tarif ListrikElectricity Tariff Components

Pembangkitan Listrik dan Sumber EnergiElectricity Generation and Source of Energy

Langkah Kedepan Energi Terbarukan di ASWay forward for renewable energy in the US

Railway

US Electricity Review

31

43

33

46

35

48

37

53

40

41

59

Development Bank Benchmarking Series

Energi Panas Bumi

Peranan DBSA sebagai Bank PembangunanDBSA’s Roles As a Development Bank

Produk dan Sektor Pembiayaan DBSADBSA Products and Financing Sectors

Program Penugasan PemerintahGovernment Assignment Program

Dukungan PemerintahGovernment Support

Kunci Keberhasilan DBSADBSA’s Success Factors

Daya Saing Energi Panas BumiCompetitiveness of Geothermal Energy

Aspek Teknis dari Energi Panas BumiTechnical Aspects of Geothermal Energy

Pengembangan Energi Panas BumiThe Development of Geothermal Energy

Risiko Energi Panas BumiThe Risk of Geothermal Energy


Geothermal Energy

Daftar IsiTable of Content


SMI Insight 2015 SMI Insight 2015


Jalur Kereta ApiRailway

DisclaimerDisclaimer

Seluruh informasi yang disajikan berasal dari berbagai sumber dan adalah benar pada saat informasi ini ditulis atas sepengetahuan PT Sarana Multi Infrastruktur (Persero) (“PTSMI”). PT SMI tidak bertanggung jawab atas ketidaktepatan yang terkandung dalam materi.

Dalam melaksanakan kegiatan pembiayaan proyek-proyek infrastruktur, seluruh proses evaluasi untuk memastikan kelayakan pembiayaan atas suatu proyek, harus mengacu dan tunduk kepada ketentuan/peraturan yang berlaku baik ketentuan internal PT SMI maupun eksternal. Dengan demikian, setiap keputusan untuk membiayai atau tidak membiayai suatu proyek, telah melalui proses uji tuntas/due diligence yang dapat dipertanggungjawabkan.

Setiap keluhan atas isi dokumen ini dapat disampaikan kepada:Astried SwastikaCorporate Secretary PT SMITel : +62 21 5785 1499Fax : +62 21 5785 4298Email : [email protected] : www.ptsmi.co.id

Keluhan yang diajukan kepada PT SMI bersifat sangat rahasia dan akan ditangani oleh panitia khusus guna memastikan bahwa keluhan tersebut ditangani dengan tepat.

All information presented here was taken from multiple sources and considered true at the time of writing to the knowledge of PT Sarana Multi Infrastruktur (Persero) (“PTSMI”). PT SMI cannot be held responsible from any inaccuracy contained in the material.

PT SMI follows all internal and external guidelines and regulations that govern the evaluation process to determine the financing feasibility of an infrastructure project. Every decision to finance or not to finance a project is therefore based on a responsible and thorough due diligence process.

Any complaint to the contents of this document may be addressed to:Astried SwastikaCorporate Secretary PT SMITel : +62 21 5785 1499Fax : +62 21 5785 4298Email : [email protected] : www.ptsmi.co.id

Public complaints on PT SMI service will be kept strictly confidential and handled by a special committee to ensure they are addressed appropriately.

6 PT Sarana Multi Infrastruktur (Persero) PT Sarana Multi Infrastruktur (Persero) 7

SMI Insight 2015 Jalur Kereta Api | Railway

Dengan giatnya program pemerintah dalam meningkatkan kualitas dan kuantitas infrastruktur secara nasional, maka salah satu prioritas yang dapat dijadikan tolak ukur dalam keberhasilan indikator tersebut adalah pemerataan fasilitas infrastruktur dasar yang dapat dirasakan oleh rakyat tanpa meninggalkan kesan “Jakarta sentris” atau “Jawa sentris” yang selama ini muncul, khususnya oleh rakyat yang berada di luar wilayah tersebut.

Salah satu rencana kerja pemerintah yang mendukung dalam rangka pemerataan pembangunan infrastruktur nasional adalah rencana pembangunan dan pengembangan jalur kereta api yang saat ini hanya terdapat di luar Pulau Jawa dan Pulau Sumatera, meluas menjadi di pulau-pulau besar lainnya. Sehingga dalam lima tahun ke depan, jalur kereta api akan juga dirasakan oleh rakyat di Pulau Sulawesi, Kalimantan, bahkan Papua.

Sebagaimana tertuang dalam Rencana Strategis Perkeretaapian 2015 – 2019 yang disusun oleh Direktorat Jenderal Perkeretaapian (Ditjen KA) Kementerian Perhubungan, di luar Pulau Jawa, pemerintah membutuhkan anggaran sekitar Rp105,6 triliun untuk membangun sekitar 3.000 km jalur kereta api yang terbagi ke dalam empat pulau besar. Pengembangan jalur kereta ini, memerlukan dukungan semua pihak baik dari instansi pusat maupun daerah.

The Indonesian government’s ambitious program to improve the quality and quantity of national infrastructure is one of the priorities that can be used as a benchmark in developing basic infrastructure facilities for the people without leaving the impression of being “Jakarta centric” or “Java-centric” which is a common missunderstanding, especially among people who live outside the region.

One of the government’s programs which actively supports the equitable development of national infrastructure plans is the rail line, which is currently limited to Java and Sumatera. Hopefully in the next five years, the rail line will also be available in Sulawesi, Kalimantan, and Papua.

As stated in the Strategic Plan for Railways 2015 - 2019 developed by the Directorate General of Railways (DGR) of the Ministry of Transportation, outside Java, the government needs a budget of around Rp105,6 trillion to construct ± 3,000 km rail line divided into four major islands. The development of this rail line requires the support of all parties, both from the central and local agencies.

“Pemerintah merencanakan pembangunan jalur kereta api di empat pulau selain Jawa dalam 5 tahun ke depan”“The Government plans the construction of a rail line in the four islands other than Java in the next 5 years”

“Kereta api sebagai modal transportasi yang murah, aman, dan ramah lingkungan perlu dikembangkan tidak hanya di Pulau Jawa saja namun juga di pulau-pulau besar lainnya di Indonesia.”

Direktur Jenderal Perkeretaapian Kementerian Perhubungan

“Railways as a mode of transport that is cheap, safe, and environmentally friendly need to be developed not only in Java, but also on other major islands in Indonesia”

Director General of Railways, Ministry of Transportation

Pengembangan Jalur Kereta Api dalam Rencana Strategis Perkeretaapian 2015 – 2019Railway Development within Rail Strategic Plan 2015 – 2019

Trans SumateraTrans Sumatera

Trans PapuaTrans Papua

Trans SulawesiTrans Sulawesi

Trans KalimantanTrans Borneo

Secara nasional, saat ini jalur kereta api hanya tersedia di Pulau Jawa dan Sumatera. Dari ±6.324 km jalur yang tersedia di Pulau Jawa, tercatat hanya sekitar 3.600 km yang beroperasi. Sedangkan di wilayah yang jauh lebih luas yaitu di Pulau Sumatera, jalur kereta yang aktif hanya sepanjang 1.369 km dari total ±1.835 km yang tersedia.

Dengan fakta tersebut, yang menarik untuk dicermati sebagai berikut:

Out of ± 6,324 km of rail line currently available in Java, only ± 3,600 km are in use. Whereas in Sumatera, which requires greater coverage, only ± 1,369 km out of a total of 1,835 km are currently in use.

Based on these facts, we conclude:

54% dari total populasi Indonesia54% out of total population

dari total panjang rel aktif NasionalOut of nationwide active rail line





7% dari luas daratan Indonesia7% out of total land size



*Kalimantan, Nusa Tenggara, Bali, Sulawesi, Papua, Maluku*Kalimantan, Nusa Tenggara, Bali, Sulawesi, Papua, Maluku

0%

29%

71%

IDR41,12 triliun

IDR10.33 triliun

IDR31,25 triliun

IDR22.9 triliun

JAWA | Java

Sumatera | Sumatera

Lainnya* | Others*

IDR31.25 trillion

IDR41.12 trillion

IDR10.33 trillion

IDR22.9 trillion



Kondisi tersebut menggambarkan, pulau-pulau besar lain, dengan luas hampir 70% dari luas daratan Indonesia dan memiliki populasi ±26% dari jumlah populasi Indonesia, sama sekali tidak mempunyai akses terhadap jaringan infrastruktur kereta api.

Rencana Strategis Perkeretaapian 2015 – 2019 yang di dalamnya memuat pengembangan rel kereta api baru, diharapkan akan mengurangi kesenjangan yang signifikan ini.

The above statistics explain that other major islands, which cover nearly 70% of Indonesia’s land area, where ± 26% of the total population live, do not have access to rail network.

Railways Strategic Plan 2015 - 2019 includes the development of new rails, and it is expected to narrow the gap in development.

Rincian Rencana Pembangunan Rel Kereta Api di Luar Jawa Tahun 2015-2019Details of the Development Plan for Railways Beyond Java Year 2015-2019

Di Pulau Sumatera, pembangunan rel kereta api akan menitikberatkan pada pembangunan baru, reaktivasi rel, rel kereta perkotaan dan elektrifikasi, penambahan kereta bandara, dan kereta pelabuhan. Pemerintah juga berencana akan mempercepat pembangunan jalur kereta yang menghubungkan Sumatera Utara, Sumatera Barat dan Sumatera Selatan, serta melanjutkan pembangunan jalan kereta api di Provinsi Aceh, khususnya yang menghubungkan Lhokseumawe - Bireun. Untuk mewujudkannya, Ditjen KA akan mengaktifkan kembali jalur sepanjang 111 km serta membangun jalur baru sepanjang 1.399 km dan jalur ganda sepanjang 80 km.

Sementara itu di Sulawesi, pemerintah menerapkan strategi yang mirip dengan Pulau Sumatera, yaitu membangun rel kereta baru, kereta perkotaan, kereta bandara, dan kereta pelabuhan. Pemerintah juga akan akan mempercepat pembangunan jalur kereta api Trans Sulawesi melalui pengembangan jalur kereta api baru sepanjang 1.772 km di Sulawesi Selatan, Sulawesi Barat, Gorontalo dan Sulawesi Utara.

Pada rencana kerja pemerintah terkait dengan infrastruktur jalur kereta api, Pulau Kalimantan juga akan terjamah akses kereta api melalui pembangunan jalur baru Trans Kalimantan sepanjang 2.428 km yang menghubungkan Kalimantan Timur, Selatan Kalimantan Tengah, dan Kalimantan Barat. Jalur kereta api baru ini juga akan dikembangkan untuk kebutuhan barang tambang seperti batubara, bandara dan perkotaan.

In Sumatera, rail constructions will focus on new developments, reactivation of rail, urban rail and electrification, as well as an airport line, and a harbor line. The government also plans on accelerating the construction of rail lines connecting North Sumatera, West Sumatera and South Sumatera, while continuing the construction a rail lines in Aceh, particularly those linking Lhokseumawe and Bireun. To make this happen, DGR will reactivate an existing line measuring at 111 km as well as build new lines measuring at 1,399 km and 80 km of double tracks.

Meanwhile, in Sulawesi, the government implemented a strategy similar to the island of Sumatera, which is constructing a new rail, urban rail, airport line, and the harbor line. The government will also expedite the construction of Trans-Sulawesi rail line through the development of new rail lines measuring at 1,772 km in South Sulawesi, West Sulawesi, Gorontalo and North Sulawesi.

The government’s development plans include details of constructing a new rail line, Trans Kalimantan, measuring at 2,428 km. The new line will create a rail network between East Kalimantan, South Kalimantan, Central Kalimantan and West Kalimantan. The new rail line will also be developed for the purposes of transporting mining products such as coal. It will also serve airports and urban-living.

Sumatera

Sulawesi

Kalimantan

41,12

31,25

31,25Triliun | Trillion

Highlight Proyek:• Jalur KA baru Pekanbaru-Jambi-Palembang• Kereta Api Akses Pelabuhan Belawan• Kereta Api Bandara Minangkabau• Revitalisasi Jalur Kereta Api Padang• Panjang-Bukit Tinggi-Payakumbuh

Highlight Proyek:• Jalur KA baru Manado - Bitung• Pembangunan Kereta Api Perkotaan Makassar • Kereta Api Bandara Sultan Hasanuddin

Highlight Proyek:• Jalur KA baru Balikpapan-Samarinda• Jalur Kereta Api Batubara Puruk Cahu -

Mangkatib • Kereta Api Bandara Syamsudin Noor

Project Highlights:• New Rail Pekanbaru-Jambi-Palembang• Rail access to Belawan Port• Airport Rail Minangkabau• Rail revitalization between Padang Panjang -

Bukit Tinggi - Payakumbuh

Project Highlights:• New Rail Manado-Bitung• Urban Rail Development in Makassar• Airport Rail Sultan Hasanuddin

Project Highlights:• New Rails Balikpapan-Samarinda • Coal Rails Puruk Cahu - Mangkatib • Airport Line Syamsudin Noor

Sementara itu, di tanah Papua, pemerintah akan mempercepat pembangunan jalur kereta api Trans Papua melalui pengembangan jaringan kereta api baru sepanjang 390 km di Papua Barat.

Meanwhile, in Papua, the government will accelerate the construction of Trans Papua through the development of a new rail network measuring at 390 km in West Papua.

Papua

Highlight Proyek:• Jalur Kereta Api baru Sorong - Manokwari

Project Highlights:• New Railway Sorong - Manokwari

triliun

triliun

41.12 trillion

31.25 trillion

22,90

10,33

triliun

triliun

22.90 trillion

10.33 trillion



Dengan proyek besar tersebut, diharapkan pada akhir masa Rencana Strategis yang dicanangkan oleh pemerintah ini, Indonesia sudah memiliki portofolio jalur kereta api yang tersebar dari timur ke barat, yang tentunya akan meningkatkan taraf hidup dan ekonomi daerah-daerah tersebut.

Hingga saat ini, perusahaan pengelola jalur kereta api di Indonesia hanyalah PT Kereta Api Indonesia (KAI), perusahaan perkeretaapian satu-satunya di Indonesia dan dimiliki oleh negara. Selain itu terdapat PT Railink sebagai perusahaan patungan antara PT KAI dan PT Angkasa Pura II, namun wilayah operasionalnya kecil. KAI merupakan badan hukum yang tidak hanya melakukan bagian dari fungsi pemerintah dalam memberikan pelayanan kepada masyarakat (di bawah Kementerian Perhubungan), tetapi juga harus membuat keuntungan (sebagai sebuah BUMN).

Pertumbuhan PenumpangSelama tahun 2013, kontribusi penumpang terhadap pendapatan terbagi ke dalam tiga kelas, yaitu ekonomi, bisnis, dan eksekutif. Dimana kelas eksekutif memberikan kontribusi terbesar bagi pendapatan sebesar 27%, naik 5% dibandingkan dengan tahun sebelumnya. Konsentrasi penumpang bisnis, pada tahun 2013 berkurang, jumlahnya mungkin terserap oleh kelas eksekutif ataupun kelas ekonomi yang sama-sama mengalami kenaikan.

Pada tahun 2025, penumpang kereta api diproyeksikan akan menyentuh angka ±325 juta orang atau meningkat sebesar 60% dibanding tahun 2012.

Kinerja KAI sebagai wajah perkeretaapian Indonesia dapat dibilang layak untuk diapresiasi. Dari sisi keuangan, tahun 2013, KAI membukukan laba bersih lebih tinggi dari tahun 2012, naik hampir 20% lipat dari tahun sebelumnya. Pendapatan tersebut, sebagian besar diperoleh dari jasa layanan penumpang. Daerah operasi Jawa merupakan penyumbang pendapatan terbesar untuk kategori ini. Satu hal yang menarik adalah, ternyata angkutan barang memberikan porsi yang tidak terlalu jauh berbeda dengan penumpang bagi pendapatan KAI. Lumbung kontribusi terbesar pendapatan dari sisi angkutan barang adalah daerah operasi Sumatera. Lebih dari 90% penggunaan jalur kereta api di pulau Sumatera digunakan untuk mengangkut barang, terutama batubara dan hasil alam.

Perbaikan yang telah dilakukan selama satu tahun belakangan ini terhadap sektor perkeretaapian di Indonesia, memang sangat dirasakan manfaatnya. Peningkatan kualitas pelayanan, sarana dan prasarana, serta berkembangnya teknologi memudahkan para calon penumpang untuk menggunakan sarana transportasi ini. Hal ini menjadi bukti komitmen pemerintah dalam pengembangan sektor perkeretaapian. Hal tersebut juga tercermin dari kenaikan peringkat kualitas jalur kereta api Indonesia.

With these large projects, it is expected that Indonesia will have a portfolio of rail lines extending from East to West, which would improve the economic standard and quality of life in these areas.

Until now, the company managing the rail line in Indonesia is PT Kereta Api Indonesia (KAI), the only rail company in Indonesia owned by the state. There is also PT Railink, a joint venture between PT KAI and PT Angkasa Pura II, but it only operates within a spesific area. KAI is a legal entity which has to do its part as a government agency in serving the people (under the Ministry of Transportation), but it also has to make a profit (as a state-owned enterprise).

Passenger GrowthTroughout 2013, the passengers’ contribution in increasing KAI’s revenue was divided into three categories: economy, business, and executives. The executive class showed the largest contribution to the revenue increase, up 5% to 27%. The concentration of business passengers, in 2013, decreased; the amount may be absorbed by the executive class or economy class, both of which are equally experiencing an increase in revenues.

In 2025, rail passengers are projected to hit the figure of ± 325 million people, an increase of 60% compared to 2012.

KAI’s performance as the face of Indonesian rail system arguably deserves appreciation. Financially, in 2013, KAI posted higher net profit than in 2012, up nearly 20% than in the previous year. These revenue were mostly derived from passenger services. Java is the largest contributor in this category. Interestingly, cargo transport is just as profitable for KAI as regular transport activities. And in this regard, Sumatera is the largest contributor in providing income from cargo transport. More than 90% use of the rail lines in Sumatera are used to transport goods, especially coal and other natural resources.

We are now enjoying the results of last year’s hardwork to reenergized the indonesian rail industry. Improve services, facilities and infrastructure, not to mention rapid technology growth have made it easy for people to use this mode of transportation, and it further proved the government’s commitment to develop this particular sector. It is also reflected in the improvement of Indonesia’s rail system ranking.

Perkembangan Kondisi Jalur Kereta Api Indonesia dibandingkan dengan Negara Lain

Perusahaan Pengelola Jalur Kereta Api

Indonesian Rails Compared to Other Developing Countries

Railway Management Company

Sampai tahun 2015 ini, kualitas jaringan jalur kereta api di Indonesia berada di peringkat 41 dunia (dari 144 negara) dengan total nilai 3,7 naik 10 peringkat dibandingkan dengan tahun lalu, namun masih berada di bawah negara tetangga Malaysia, serta di bawah sesama negara Asia lainnya seperti Tiongkok dan India.

Peningkatan dan pengembangan jalur kereta api yang telah terencana dengan baik tersebut diharapkan dapat memberikan manfaat besar bagi seluruh rakyat Indonesia.

Until 2015, the quality of the rail network in Indonesia had been ranked 41st among others in the world (out of 144 countries) with a score of 3.7 by passing 10 others countries compare with the previous year, it still below our neighbors Malaysia, China and India.

With all these improvements and developments of the rail systems, we hope it will soon be accessible to all Indonesians.

Sumber : Global Competitiveness Report 2013-2014 dan 2014-2015Source : Global Competitiveness Report 2013-2014 dan 2014-2015

BarangGoods

PenumpangPassenger

44%

56%

*Kalimantan, Nusa Tenggara, Bali, Sulawesi, Papua, MalukuPT KAI Annual Report 2013

6

5 4,9

Malaysia Tiongkok India Indonesia Thailand Vietnam Brazil

5,04,6

4,4

3,2

3,7

2,6 2,6

1,8 1,7

2,4

3,0

2013 - 2014

2014 - 20154,2

4,8

4

3

2

1



Perkembangan Pendapatan Angkutan PenumpangPassenger Rail Revenue Increase

Kelas EksekutifEcsecutive Class

Kelas BisnisBusiness Class

Kelas EkonomiEconomy Class

Passenger (thousand people)

Passenger Forecast

Pertumbuhan Barang Selama tahun 2013, batubara tetap menjadi komoditas penyumbang pendapatan terbesar sektor angkutan barang perkeretaapian, walaupun dilihat dari segi pendapatan mengalami penurunan 5% dibandingkan dengan tahun sebelumnya.

Pertumbuhan angkutan pada tahun 2025 akan diproyeksikan sebesar ±24 juta ton atau meningkat sebesar 10% dibanding dengan tahun 2013.

Dalam beberapa tahun ke depan, angkutan penumpang masih menjadi andalan untuk mendulang pendapatan. Walaupun proyeksi pertumbuhannya lebih kecil dibandingkan dengan angkutan penumpang, angkutan barang tidak bisa dikesampingkan mengingat sampai saat ini kontribusi yang diberikan juga besar. Selain itu juga sumber daya alam Indonesia yang melimpah terutama barang tambang, dapat menjadi peluang dan potensi yang baik untuk pengembangan angkutan barang perkeretaapian, terutama pada daerah-daerah yang kaya tambang, namun belum tersentuh oleh akses jalur kereta api.

UU No. 13 tahun 1992 tentang Perkeretaapian tidak lagi sesuai dengan perkembangan teknologi dan pemenuhan permintaan konsumen, pada tahun 2007 Pemerintah mengamandemen undang-undang tersebut menjadi UU No. 23 tahun 2007 tentang Perkeretaapian.

Ada beberapa perubahan esensial dalam undang-undang ini, yaitu:1. Penghapusan hak monopoli PT KAI dengan memberikan kesempatan

bagi sektor swasta untuk mengatur perusahaan infrastruktur kereta api (termasuk pengelolaan jalur, sistem elektrifikasi, persinyalan, stasiun, aset tetap lainnya, dan pemeliharaan) dan operasi (barang di atas rel dan layanan penumpang, termasuk di dalamnya pengelolaan rolling stock dan peralatan). Penghapusan status monopoli ini dimaksudkan untuk mendorong investasi swasta dalam perkeretaapian, baik sebagai operator (yang diharapkan dapat meningkatkan kualitas pelayanan kereta api) ataupun investor dalam infrastruktur kereta api dan rolling stock, serta untuk memperluas cakupan jaringan kereta api Indonesia.

2. Desentralisasi, yaitu kemungkinan pemerintah daerah untuk bertindak sebagai investor dan operator sarana dan prasarana perkeretaapian di wilayah mereka.

3. Fungsi regulasi dipisahkan dengan fungsi operasional, dan pihak swasta diberikan hak yang sama untuk melakukan investasi, memiliki, mengelola, dan mengoperasikan sistem perkeretaapian di Indonesia.

Dengan kondisi seperti ini, pembiayaan untuk investasi sarana dan prasarana perkeretaapian dapat berasal dari bermacam sumber, seperti pembiayaan swasta, pembiayaan pemerintah daerah, ataupun skema Kerjasama Pemerintah Swasta (KPS).

Goods Transport GrowthTroughout 2013, coal remains the largest revenue contributor to commodity sector across rail freight transport line, although viewed in terms of rrevenues, it decreased by 5% compared to the previous year.

Transport growth in 2025 will be projected at ± 24 million tonnes, an increase of 10% compared to 2013 projections.

Within the next few years, passenger transport will continue to be the mainstay for revenue gain. Although the growth projection is smaller than that of passenger transportation, freight transportation can not be excluded considering its considerable contribution. More than that Indonesia’s natural resources are abundant, especially minerals, and they provide a good opportunity and potential for the development of freight transport line, especially in minerals-rich areas, which is not equipped with a rail system’s accessibility.

Law No. 13 of 1992 on Rail System is no longer in accordance with developments in technology and consumer demand fulfillment. In 2007 the Government amended the law into Law No. 23 of 2007 on Rail System.

There are some essential changes in the legislation, namely:1. The abolition of the monopoly of PT KAI to provide an opportunity for

the private sector to manage rail infrastructure company (including management of the track, electric systems, signaling, stations, other fixed assets, and maintenance) and operations (on rail goods and passenger services, including management of rolling stock and equipment). The abolition of the monopoly status is intended to encourage private investment on the rail system, both as operator (which is expected to improve the quality of rail services) or investor in rail infrastructure and rolling stock, as well as to expand the railway network coverage in Indonesia.

2. Decentralization, namely the possibility of local governments to act as investors and operators of railway infrastructure in their territory.

3. Regulatory functions are separated with operational functions, and private parties are given the same right to invest, own, manage, and operate the rail system in Indonesia.

With these conditions, then the future, funding for rail infrastructure investment can come from various sources, such as private financing, financing of local governments, or through the scheme of Public Private Partnership (PPP).

BatubaraCoal

General CargoGeneral Cargo

SemenCement

Hasil PerkebunanPlantation

Bahan Bakar MinyakFuel

Peti KemasContainer

LainnyaOthers

Perkembangan Pendapatan Angkutan BarangGoods Transport Revenue Growth

Freight (thousand tons)Freight Forecast

Sumber : National Railway Master Plan dan Laporan Tahunan PT KAI 2014Source : National Rail Master Plan and Annual Report of PT KAI 2013

Sumber : National Railway Master Plan dan Laporan Tahunan PT KAI 2014Source : National Rail Master Plan and Annual Report of PT KAI 2013

50

40

30

20

10

20

40

2012

2012 2012

2013

RegulasiRegulation

221.729

2002

2006

2010

2014F2016F2018F2020F2022F2024F

2004

2008

2012

325.152

x 10

0,00

0

51% 54%

19%

27%

27%

22%

221.729

325.152 x 10

0,00

0

2002

2006

2010

2014F2016F2018F2020F2022F2024F

2004

2008

2012



Rencana Pengembangan ke DepanFuture Development Plans

Angkutan Penumpang dan BarangRencana pengembangan jalur kereta api terbagi menjadi 4 tahapan nasional, dimana setiap tahapan memiliki fokus yang berbeda dan berperiode 5 tahun. Berikut gambaran Rencana Pengembangan tersebut:

Ada dua target utama dalam rencana pengembangan jalur kereta api nasional ini, yaitu:1. Peningkatan pangsa pasar penumpang yang menggunakan jasa kereta api

sebagai sarana transportasi sebesar 10-20% pada tahun 2015 dan sampai 25% pada 2025.

2. Peningkatan pangsa pasar angkutan barang dan kargo sebesar 5-10% pada 2020.

Untuk pencapaian target penumpang tersebut, Pemerintah dan PT KAI pada tahap awal dapat memfokuskan pada peningkatan peran kereta api sebagai transportasi massal dengan konsentrasi pada jalur utama interkoneksi antar kota besar di Pulau Jawa dengan penggunaan teknologi yang tentu saja akan memperbaiki layanan dari segi kapasitas, kecepatan, dan keseluruhan layanan. Fokus pada pengembangan layanan kereta commuter Jabodetabek yang notabene mempunyai pangsa pasar yang meningkat setiap tahunnya juga dapat dijadikan strategi untuk mencapai target di atas.

Pada segmen angkutan penumpang, ekspansi jaringan dapat mulai dilakukan dengan inisiasi KPS untuk membangun dan memelihara pelayanan jalur kereta perkotaan (commuter) di beberapa kota metropolitan Jawa, Sumatera, dan Kalimantan.

Ketika jalur interkoneksi dan kualitas pelayanan telah meningkat, maka akan menciptakan peluang untuk pengangkutan barang dengan volume besar bagi sektor perkeretaapian, dikarenakan angkutan barang dengan menggunakan truk ataupun kontainer melalui jalan akan menjadi tidak efisien dilihat dari sisi waktu dan biaya.

Pada segmen angkutan barang, ekspansi jaringan dapat difokuskan pada daerah dengan potensi sumber daya mineral, seperti Kalimantan dan Sumatera, dan sumber daya pertanian, seperti Sulawesi dengan cara yang ramah lingkungan, sehingga proses transportasi barang dapat lebih efektif dan hemat biaya dengan daya angkut yang lebih besar dan presisi waktu yang lebih terukur apabila dibandingkan dengan angkutan darat lainnya.

Perusahaan Pengelola Kereta ApiUntuk mendukung capaian-capaian di atas, perusahaan perkeretaapian baru diharapkan muncul. Dengan kondisi seperti itu, sektor perkeretaapian diharapkan dapat terus berkembang dan kompetitif sebagai salah satu modal transportasi massal.1. PT KAI

Sebagai badan usaha pengelola perkeretaapian berbendera nasional, PT KAI diharapkan masih mendominasi dalam jangka waktu beberapa tahun ke depan. Dengan keterbatasan sumber daya baik dari sisi pendanaan, teknologi, maupun sumber daya manusia, PT KAI harus menggandeng pihak swasta untuk membangun perkeretaapian Indonesia.

2. Swasta/Perusahaan Kereta Api SwastaSaat ini telah ada inisiasi jangka pendek dari pihak swasta untuk membangun jalur kereta api khusus untuk angkutan batubara di Sumatera dan Kalimantan, serta potensi pengembangan rel untuk angkutan sumber daya mineral lainnya di kedua pulau tersebut.

Apabila inisiasi ini terealisasi, pihak KAI dapat turut serta memberikan pelayanan sebagai operator atau berpartisipasi dalam hal ini, namun hal tersebut tidak sejalan dengan UU No.23 Tahun 2007 yang justru mendorong pihak swasta untuk lebih aktif dalam sektor ini. Sehingga dalam hal ini, pihak operator tambang dapat mengoperasikan layanan kereta ini sebagai operator penuh dengan izin dari pemerintah dan konsesi yang jelas.

Dorongan Investasi Pihak SwastaBerdasarkan undang-undang No. 23 Tahun 2007, investor swasta didorong untuk lebih berperan pada bidang ekonomi dan lingkungan perkeretaapian di Indonesia dengan menyediakan pembiayaan dan kemampuan manajemen untuk memperluas cakupan dan kualitas dalam layanan kereta api. Secara garis besar ada 3 tipe pengembangan dimana pihak swasta dapat turut serta, yaitu:

Passenger and Goods TransportThe development plan of the rail line is divided into four phases with a period of 5 years for each stage and a different focus at each stage. The plan oversaw the following stages:

There are two main targets of the rail development plan:

1. Increase market share of passengers using rail services as a means of transport by 10-20% in 2015 and to 25% in 2025.

2. Increase market share of freight and cargo by 5 -10% in 2020.

In order to achieve those targets, the government and PT KAI should focus on expanding the role of rail as a mass transport with a concentration in the main line interconnection between major cities in Java using technology to improve services, e.g capacity, speed, and overall service. Focus on developing Jabodetabek commuter train service which incidentally has a market share that is increasing every year can also be used as a strategy to achieve the above targets.

In the passenger transport segment, the expansion of the network should start with the initiation of PPP to build and maintain urban train line services (commuter) across several metropolitan cities of Java, Sumatera, and Kalimantan.

Upon the completion of interconnected lines and service quality improvement, it will create opportunities for transport of goods with large volumes for the rail sector, because the transporting goods by truck or container is inefficient in terms of time and costs.

In the freight transport segment, the network expansion should focus on areas rich with mineral resources, i.e Borneo, Sumatera, and Sulawesi, as well as agricultural resources, in an environmentally friendly way, so the process of transportation is more effective and cost-efficient in a more substantial and measurable precision over time when compared with other land transports.

Rail Management CompanyTo support the above achievements, a new rail company should be established. With such conditions, the rail sector is expected to continue growing and become competitive as a mode of mass transportation.

1. PT KAIAs a business entity of national flag rail operator, PT KAI is expected to still dominate the industry within the next few years. With limited resources-funding, technology, and human resources - it feels PT KAI must ask the private sector to build rails Indonesia.

2. Private/ Special Rail EnterprisesThere is now a short-term initiation from the private sector to build a special rail line for coal transportation in Sumatera and Kalimantan, as well as the potential development of rail to transport other mineral resources from the two islands.

If it is realized, KAI may participate in providing services as an operator or participate in this, but it will not be in line with the Law No.23 of 2007, which would encourage the private sector to be more active in this sector. So, in this case, the mining companies can operate the rail service as a full operator with permission from the government and a clear concession.

Investment Encouragement for Private PartiesBased on the Act No. 23 year 2007, private parties can be actively involved in the investment and management of the industry as GOI aims to widen railway coverage and promote better service quality by means of:

Stabilishing the rail sectorthrough strategic investment

Maximizing the contribution ofthe private sector to rail development

Transitioning to a sustainable public and commercial rail environment

Transforming Indonesian railtransport to world class status

Sumber : National Rail Master PlanSource : National Rail Master Plan

Stage 1

Stage 2

Stage 3

Stage 3

2010 2014 2014 2024 2029


US Electricity Review | US Electricity Review


SMI Insight 2015

1. Perbaikan jaringan jalur kereta api yang ada sekarang di bawah manajemen PT KAI, termasuk jalur Jawa dan Sumatera

2. Jalur kereta api yang erat kaitannya dengan pengembangan dan eksplorasi sumber daya mineral di Pulau Sumatera dan Kalimantan

3. Jalur kereta api daerah (sub-nasional) yang sesuai dengan kebutuhan dan kebijakan konstitusi lokal sebagai perpanjangantangan dari fungsi pemerintah

Sampai saat ini, minat sektor swasta paling tinggi dalam investasi bidang perkeretaapian masih berada pada pengembangan jalur kereta api khusus (special railway). Terdapat banyak potensi keikutsertaan swasta dalam hal ini, terutama yang berkaitan dengan angkutan sektor sumber daya mineral (khususnya batubara), kayu, dan pertanian.

Jalur kereta api daerah juga menawarkan kesempatan bagi pihak swasta untuk berinvestasi dalam konteks Kerjasama Pemerintah Swasta (KPS). Model ini, akan lebih menitikberatkan pada pengembangan jalur kereta commuter, dimana pemerintah dapat membiayai infrastrukturnya, sedangkan pihak swasta dapat mengambil peran sebagai operator yang berkontrak dengan pemerintah. Didukung dengan perjanjian Public Service Obligation (PSO) dan biaya yang sudah terproyeksi, pihak swasta juga dapat berinvestasi untuk rolling stock ataupun aset lainnya.

RegulasiUntuk mendukung pengembangan tersebut, dibutuhkan kerangka kelembagaan yang baik, sehingga dapat terjadi keseimbangan dalam menentukan kebijakan tentang peran regulasi, fungsi, dan kewenangan yang sesuai. Ada beberapa hal yang harus diperhatikan, yaitu:1. Struktur regulasi harus didorong oleh struktur pasar industri kereta

api. Regulasi yang ada dan dibuat, harus sesuai dan mengakomodir kebutuhan pasar kereta api di Indonesia. Regulasi yang ada tidak boleh menghambat ruang untuk berkembangnya pertumbuhan ataupun iklim usaha perkeretaapian di Indonesia.

2. Pasar perkeretaapian harus diizinkan untuk beroperasi secara bebas dan regulasi berkaitan dengan kebijakan ekonomi pendukungnya harus jelas, guna memitigasi kegagalan pasar. Hal ini dibutuhkan agar konsumen terlindungi serta mengedepankan sistem transportasi yang efisien dan inovatif.

3. Sistem keselamatan pengoperasian kereta api harus dipertahankan dan terus diperbaiki melalui penegakan standar kualitas operator, infrastruktur, dan rolling stock.

4. Biaya yang seminimal mungkin.

1. Railway network revitalization that is now under the management of PT KAI, including lines in Java and Sumatera

2. Rail lines that are closely related to the development and exploration of mineral resources in Sumatera and Kalimantan

3. Regional rail line (sub-national) in accordance with the needs and local policies as the government’s Arm

Until now, the highest interest from the private sector in the field of rail investment is still in the development of rail lines (special rails). There are many potential private participation in this regard, especially those associated with the transport sector, mineral resources (especially coal), forestry and agriculture.

The rail line area also offers the opportunity for the private sector to invest in the context of Public Private Partnership. This model will focus on the development of commuter rail lines, where the infrastructure can be financed by the government, while the private sector can take the role of operator on contract with the government. Supported by the PSO agreement and projected tariffs, the private sector can also invest in rolling stock or other assets.

RegulationTo support the development, it needs a good institutional framework, to balance the role of regulating, executing policies, and assigning authority. There are several things that must be considered, namely:

1. Regulatory structure should be driven by the rail industry market structure. Existing regulations should fit and accommodate the needs of the rail market in Indonesia. Existing regulations should not hamper room for growth or development of the rail business climate in Indonesia.

2. Rail market should be allowed to operate freely and regulation related to supporting economic policy should be clear to mitigate market failures. This is needed so consumers are protected while promoting an efficient transportation system and innovation.

3. The operation of the rail safety system should be maintained and continue to be improved through the enforcement of qualified operators, infrastructure and rolling stock.

4. Cost-efficient.

US Electricity ReviewUS Electricity Review


SMI Insight 2015 US Electricity Review | US Electricity Review

“Amerika Serikat berusaha untuk menurunkan ketergantungan mereka pada batu bara sebagai bahan bakar utama untuk pembangkit listrik”“United States is striving to lower their dependency on coal as the main fuel for electricity generation”

The United States is one of the most competitive countries in regards to electricity. The entire nation has been electrified and it ranks among the top countries in the Electricity Supply Quality and its overall infrastructure quality. The US is striving to shift its electricity generation dependency from coal-based to renewable energy sources for the next decade. Below is the US competitiveness index in the electricity sector:

The electricity sector of the United States includes a large array of stakeholders that provide services through electricity generation, transmission, distribution and marketing for industrial, commercial, public and residential areas. It also includes many public institutions which regulate the sector.

The US electricity sector is regulated by different public institutions with some functional overlaps: The federal government sets general policies through the Department of Energy; environmental policy through Environmental Protection Agency and consumer protection policy through the Federal Trade Commission. The safety of nuclear power plants is overseen by the Nuclear Regulatory Commission. Economic regulation of the distribution segment is a responsibility of the state, usually carried out by Public Utilities Commissions; the inter-state transmission segment is regulated by the federal government through the Federal Energy Regulatory Commissions.

Below is the complete map of US electricity:

Amerika Serikat (AS) adalah salah satu negara yang kompetitif dalam ketenagalistrikan. Seluruh negara bagian telah dialiri listrik dan termasuk dalam peringkat di antara negara-negara maju dalam kualitas pasokan listrik dan kualitas infrastruktur listrik secara keseluruhan. AS berusaha untuk menggeser ketergantungan pembangkit listrik dari batubara kepada sumber energi terbarukan untuk dekade mendatang. Berikut ini adalah indeks daya saing AS di sektor ketenagalistrikan:

Sektor ketenagalistrikan Amerika Serikat memiliki deretan stakeholders yang banyak yang menyediakan layanan ketenagalistrikan melalui pembangkit listrik, transmisi, distribusi dan pemasaran untuk pelanggan industri, komersial, publik dan perumahan. Banyak juga lembaga-lembaga publik yang mengatur sektor ini.

Sektor listrik AS diatur oleh lembaga-lembaga publik yang berbeda dengan beberapa fungsi yang overlapping Pemerintah Federal menetapkan kebijakan umum melalui Departemen Energi, kebijakan lingkungan melalui Badan Perlindungan Lingkungan dan Kebijakan Perlindungan Konsumen melalui Federal Trade Commission. Keselamatan Pembangkit Listrik Tenaga Nuklir diawasi oleh Nuclear Regulatory Commission. Regulasi ekonomi dari segmen distribusi adalah tanggung jawab negara, biasanya dilakukan melalui Komisi Utilitas Umum; segmen transmisi antar negara diatur oleh pemerintah federal melalui Komisi Regulator Energi Federal.

Dibawah adalah bagan tata kelola sektor ketenagalistrikan di AS:

Ranking Kualitas Infrastruktur KeseluruhanQuality of Overall Infrastructure Ranks

Singapore Singapore5 6

9 12

10 14

11 22

16 24

60 56

72 73

74 84

112 88

120 89

Japam United Kingdom

France France

Germany Sweden

USA USA

China China

Indonesia Russia

Russia Indonesia

Vietnam Vietnam

Brazil Brazil

Sumber : World Ecomonic Forum: Global Competitiveness Report 2014 - 2015Source : World Ecomonic Forum: Global Competitiveness Report 2014 - 2015

Ranking Kualitas Pasokan ListrikQuality of Electricity Supply Ranking

Tata Kelola Sektor Ketenagalistrikan ASUS Electricity Sector Governance

Sumber: US Energy Information AdministrationSource : US Energy Information Administration

Bertanggung jawabterhadap kebijakan energi

secara langsungIncharge of overall energy policy

including electricity

Private Companies Government Owned Utilities

Department of EnergyDepartment of Energy

State Public Utilities Commissions

Federal Energy Regulatory Commission

Bertanggung jawab untuk mengatur dan jasa pelayanan publikIncharge of Regulating the rates and

services of a public utility

Bertugas mengatur penjualan listrikantar negara bagian, tarif listrik industri,dan lisensi pembangkit listrik tenaga air

Incharge of Regulating interstate electricity sale, wholesale electric rates, and licensing hydropower plants

Otoritas regulator

PembangkitListrik

Transmisi& Distribusi

Regulatory Body

Power Generation

Transmission & Distribution

Lembaga FederalFederal Agencies

Utilitas PerkotaanMunicipal Utilities

Utilitas Koperasi Utility Cooperatives

80% dari listrik di AS dihasilkan oleh perusahaan swasta80% of electricity from the US is Generated by Private Companies

75% dari distribusi dilakukan oleh perusahaan swasta75% of distribution is undertaken by private companies

Transmisi DistribusiTransmission

Four Alternative Current (AC) Power Grids

Distribution

WesternInterconnection

AlaskaInterconnection

EasternInterconnection

TexasInterconnection

Grid dioperasikan oleh Sistem Transmisi Operator, perusahaan non profit yang dimiliki oleh utilitas di daerah masing-masingThe Grid are operated by transmission system operator, non profit companies that are owned by the utilities in the respective area

Utilitas PerkotaanMunicipal Utilities

Perusahaan SwastaPrivate Companies

Utilitas Koperasi Utility Cooperatives



Harga listrik umumnya mencerminkan biaya untuk membangun, membiayai, memelihara, dan mengoperasikan pembangkit listrik dan jaringan listrik (sistem kompleks transmisi dan jalur distribusi listrik). Beberapa penyedia listrik independen juga memasukkan komponen margin yang mereka harapkan sebagai bagian dari harga yang ditetapkan.

Harga listrik biasanya tertinggi bagi konsumen perumahan dan komersial karena biaya untuk mendistribusikan listrik kepada mereka lebih tinggi. Konsumen industri menggunakan listrik lebih banyak dan dapat menerimanya pada tegangan yang lebih tinggi, sehingga lebih efisien dan lebih murah untuk memasok listrik ke pelanggan ini. Industri umumnya dekat dengan harga grosir listrik. Pada tahun 2014, harga eceran rata-rata listrik di Amerika Serikat adalah 10,45 sen per kilowatt-hour (kWh).

Komponen Tarif ListrikElectricity Tariff Components

DistribusiDistribution

PembangkitanGeneration

TransmisiTransmission

31%

58%11%

Gambar 1. Komponen Tarif Listrik (2013)Figure 1. Electricity tariff components (2013)


Over half of US electricity tariff components is Generation, followed by Distribution (31%) and Transmission (11%). These tariff components are proposed by electric companies involved within the value chain and reviewed by Public Utilities Commissions (PUC) in each state. The PUC then conduct public hearing to gain public inputs on the tariff components before establishing the retail price.

Lebih dari setengah dari komponen tarif listrik AS adalah pembangkitan (58%), diikuti oleh distribusi (31%) dan transmisi (11%). Komponen tarif tersebut diusulkan oleh perusahaan listrik yang terlibat dalam value chain dan diawasi oleh Komisi Utilitas Umum (PUC) di setiap negara bagian. PUC kemudian melakukan audiensi publik untuk mendapatkan masukan dari masyarakat terhadap komponen tarif sebelum menetapkan harga eceran akhir.

Electricity prices generally reflect the costs to build, finance, maintain, and operate power plants and the electricity grid (the complex system of power transmission and distribution lines). Some for-profit utilities also include a return for owners and shareholders in their prices.

Electricity prices are usually highest for residential and commercial consumers because it costs more to distribute electricity to them. Industrial consumers use more electricity and can receive it at higher voltages, so it is more efficient and less expensive to supply electricity to these customers. The price of generating power to industrial customers is generally close to the wholesale price of electricity. In 2014, the average retail price of electricity in the United States was 10.45 cents per kilowatt-hour (kWh).

01

02

03

04

05

Bahan Bakar | Fuels

Pembangkit Listrik | Power Plant

Transmisi dan Distribusi | Transmission & Distribution

Kondisi Alam | Weather Condition

Regulasi | Regulation

Biaya bahan bakar bervariasi berdasarkan biaya per unit, seperti dolar per ton untuk batubara atau 1000 kaki kubik untuk gas alam. dan biaya tidak langsung, dalam dolar per juta Btu. Generator listrik dengan biaya bahan bakar lebih tinggi akan digunakan sebagai pada saat permintaan naik.Fuel costs can very based on the per unit cost, such as dollars per ton for coal or thousand cubic feet for natural gas, and the relative cost, in dollars per million Btu Equivalent. Electricity generators with relativity high fuel costs tend to be used most during periods high demand

Hujan dan salju dapat menyediakan air untuk pembangkit listrik tenaga air dengan biaya rendah. Suhu ekstrim dapat meningkatkan permintaan listrik, terutama untuk pendingin. Cuaca buruk juga dapat merusak jaringan listrik dan menambah biaya untuk mempertahankan jaringan listrik.Rain and snow can provide water for low-cost hydropower generation. Extreme temperatures can increase the demand for electricity, especially for cooling. Severe weather can also damage power lines and add costs to maintain the electricity grid

Di beberapa negara bagian, harga diatur sepenuhnya oleh Komisi Pelayanan Publik, Sementara di lain ada kombinasi harga yang tidak diatur (untuk generator) dan harga diatur (untuk transmisi dan distribusi) In some states, price are fully regulated by Public Services Commission, while in others are in a combination of unregulated prices (for generators) and regulated price (for transmission and distribution)

Setiap pembangkit listrik memiliki biaya konstruksi, pemeliharaan, dan operasional.Each power plant has construction, maintenance, and operating costs

Menjaga dan menggunakan sistem transmisi untuk menyalurkan tenaga listrik menambah biaya listrik.Maintaining and using the transmission system to deliver electricity contributes the costs of electricity


Gambar 3. Tarif Listrik Ritel AS 2011-2014 dengan proyeksi 2015 dan 2016 (USD Cents per kWh)Figure 3. US Electricity Retail Price with 2015 and 2016 Projection (USD Cents per kWh)


Residential

Commercial

Industrial

Gambar 2. Components of electricity retail priceFihure 2. Components of electricity retail price

6,82

2011 2012 2013 2014 2015f 2016f

6,67 6,84 6,887,01 6,96

10,79 10,75 10,9510,24 10,2810,09

11,72 12,1212,50 12,79 13,09

11,88



Electricity prices are relatively in a stable condition with low price volatility between 2011 and 2016. Residential electricity price is increasing over the past 5 years with projected price in 2016 to reach 13.09 cents/kWh. The increasing price for residential areas is due to the increasing distribution costs over the years.

Commercial electricity price is also increasing over the years from 10.24 to 10.95 cents/KwH. The increase is in alignment with the growth of commercial areas within the country. The distribution costs of electricity to the commercial areas are also high.

Electricity price for industrial areas includes projected lower price in 2015 and 2016 after an increase between 2011 and 2014. The price in this area is mostly affected by the US economy and the shifting energy source of industrial buildings from fuel-based to self–sustained renewable energy, and therefore lowering the demand for the electricity provider.

Harga listrik relatif stabil dengan kondisi volatilitas harga yang rendah yang terjadi pada tahun 2011 sampai dengan tahun 2016 sesuai dengan proyeksi. Harga listrik untuk rumah tangga meningkat selama 5 tahun terakhir dengan harga yang diproyeksikan pada tahun 2016 mencapai 13,09 sen/kWh. Meningkatnya harga untuk perumahan adalah karena meningkatnya biaya distribusi selama bertahun-tahun.

Harga listrik komersial juga meningkat selama bertahun-tahun 10,24-10,95 sen/KwH. Kenaikan ini sejalan dengan pertumbuhan kawasan komersial di dalam negeri dimana biaya distribusi listrik ke daerah komersial juga tinggi.

Harga listrik untuk kawasan industri diproyeksikan bergerak lebih rendah pada tahun 2015 dan tahun 2016, setelah sempat mengalami peningkatan pada tahun 2011 sampai 2014. Harga untuk kawasan industri ini sebagian besar dipengaruhi oleh ekonomi AS dan pergeseran sumber energi dari bahan bakar minyak menjadi energi yang terbarukan, dan karena itu menurunkan permintaan terhadap penyediaan listrik.

Apa Anda Tahu?Did You Know?

The cost to supply electricity actually varies minute-by -minute.

During the course of a single day, the wholesale price of electricity on the electric power grid reflects the real-time cost for supplying electricity. Demand for electricity is a major factor affecting the cost-to-supply electricity. Electricity demand is usually highest in the afternoon and early in the evening (peak hours), and costs to provide electricity are usually higher at these times.

Most consumers pay prices based on the seasonal average cost of providing electricity so they do not experience these daily price fluctuations. Some utilities offer their customers time-of day pricing to encourage conservation and to reduce peak demands for electricity.

Biaya untuk memasok listrik bervariasi setiap menit.

Selama satu hari, harga besaran listrik pada jaringan listrik listrik mencerminkan biaya real-time untuk memasok listrik. Permintaan listrik merupakan faktor utama yang mempengaruhi biaya untuk memasok listrik. Permintaan listrik biasanya tertinggi di sore dan awal malam (disebut jam sibuk), dan biaya untuk menyediakan listrik biasanya lebih tinggi pada saat- saat jam sibuk ini.

Sebagian besar konsumen membayar harga berdasarkan biaya rata-rata musiman menyediakan listrik sehingga mereka tidak mengalami fluktuasi harga harian. Beberapa penyedia listrik menawarkan time-of day pricing untuk mendorong konservasi dan mengurangi permintaan pada saat jam sibuk.

Pembangkitan Listrik dan Sumber EnergiElectricity Generation and Source of Energy

Gambar 4. Kontributor Emisi Karbon Terbesar di Dunia (MtCO2), 2013Figure 4. Five largest Carbon Emission contributors (MtCO2), 2013

Gambar 5. US Energy Consumption by Energy Source, 2014 Total = 98.3 quadrillion Btu Figure 5. US Energy Consumption by Energy Source, 2014 Total = 98.3 quadrillion Btu

Sumber: Global Carbon AtlasSource : Global Carbon Atlas

The United States has been a major contributor for Global CO2 Emission. China is the biggest CO2 Emitter for 9,970 MtCO2, followed by USA with 5,233 MtCO2. The US government has been introducing plans to lower their dependency on fossil fuel generated energy and turn for lower emission and renewable energy sources.

Electricity generation in the US has fluctuated in recent years with a declining trend. In 2012, the US generated 4,047,765 GwH for a population of 313,914,040 - for a per capita production of 0.012895. That means per capita electricity production in the US declined by about 6.6 percent in five years.

A large part of the decline in US electricity generation has come from a decrease in coal-based electricity which has not been replaced by a commensurate increase in the electricity produced by natural gas or the “renewable” sources of wind and solar. The chart below shows the sources of US Electricity Generation in 2014:

Coal remains the highest source of energy producing 40% of the portion. However, the US government is planning on reducing their dependency on coal power plants. The outlook of electricity generation source for until 2016 is the renewable energy portion will be increased simultaneously while coal power plants are reduced. The chart below shows the energy generation sources mixed with its projection until 2016:

Amerika Serikat telah menjadi salah satu kontributor utama untuk Emisi Global CO2. Cina adalah kontributor CO2 terbesar dengan 9970 MtCO2, diikuti oleh Amerika Serikat dengan 5.233 MtCO2. Pemerintah AS telah memperkenalkan rencana untuk menurunkan ketergantungan pada bahan bakar fosil dan menggantikannya dengan sumber energi yang dapat menghasilkan energi rendah emisi dan menjadi sumber energi terbarukan.

Produksi listrik di Amerika Serikat relatif berfluktuasi dalam beberapa tahun terakhir dengan tren menurun. Pada 2012, AS menghasilkan 4.047.765 GWh untuk populasi 313.914.040 penduduk atau produksi per kapita adalah sebesar 0,012895. Itu berarti per kapita produksi listrik di AS menurun sekitar 6,6 persen dalam lima tahun.

Sebagian besar penurunan produksi listrik dihasilkan oleh pembangkit yang sumber energinya berasal dari batu bara. Produksi energi yang dihasilkan oleh pembangkit listrik bertenaga batu bara belum dapat digantikan dengan pembangkit listrik yang berasal dari gas alam atau sumber energi terbarukan lainnya yang berasal dari tenaga angin dan tenaga matahari. Grafik di bawah ini menunjukkan sumber energi listrik di Amerika Serikat pada tahun 2014.

Batubara masih merupakan sumber energi tertinggi dengan porsi 40%. Namun, Pemerintah AS berencana mengurangi ketergantungan AS pada pembangkit listrik batubara. Prospek sumber pembangkit listrik sampai 2016 adalah energi yang terbarukan akan meningkat secara simultan dengan berkurangnya pembangkit listrik batubara. Grafik di bawah ini menunjukkan bauran sumber pembangkit energi dengan proyeksi sampai 2016:

PetroleumPetroleum

Energi TerbarukanRenewable

Gas Alam Natural Gas

NuklirNuclearBatu bara

Coal

36% 10%

28%

8%18%

Hydro : 26%Wind : 18%Biomass wood : 23%Biofuel : 22%Biomass waste : 5%Geothermal : 2%Solar : 4%

Sumber: US Energy Information AdministrationSource : US Energy Information Administration9.970

5.233

China

USA

India

Russia

Japan

2.407

1.812

1.246



Gambar 6. Pembangkitan Listrik Berdasarkan Sumber Energi (juta kWh per hari)Figure 6. Generation electricity by source (million kWh per day)


Coal

2011 2012 2013 2014 2015f 2016f

Natural Gas

Nuclear

Conventional Hydroelectric

Renewable (non-hydroelectric)

The portion of renewable energy increases every year and in 2013 it reached 10%, two percent higher than the previous year. California is a leading state and around 20 percent of California’s electricity comes from RPS eligible renewable sources, more if traditional hydropower sources are included.

The United States has some of the best renewable energy resources in the world, which have the potential to meet a rising and significant share of the nation’s energy demands. A quarter of the US land area has winds strong enough to generate electricity at the same price as natural gas and coal.

Many of the new technologies that harness renewables — including wind, solar, geothermal, and biofuels — are, or soon will be, economically competitive with the fossil fuels that meet 85% of U.S. energy needs. Dynamic growth rates are driving down costs and spurring rapid advances in technologies. Energy technologies also receive government subsidies. In 2010, federal government subsidies for electricity production from renewables, fossil fuels, and nuclear were $6,560 million, $1,843 million and $2,499 million respectively.

All but four US states now have incentives in place to promote renewable energy, while more than a dozen have enacted new renewable energy laws in recent years. The Department of Energy has urged for the incentives to be implemented in all states.

Energy generation costs are different for each power plant type. The costs incurred are:• Civil and structural costs: allowance for site preparations, drainage, the

installation of underground utilities, structural steel supply, and construction of on-site buildings.

• Mechanical equipment supply and installations: major equipment, including but not limited to, boilers, flue gas desulfurization scrubbers, cooling towers, steam turbine generators, condensers, photovoltaic modules, combustion turbines, and other auxiliary equipment.

• Electrical and instrumentation and control: electrical transformers, switchgear, motor control centers, switchyards, distributed control systems, and other electrical commodities.

• Project indirect costs: engineering, distributable labor and materials, craft labor overtime and incentives, scaffolding costs, construction management start up and commissioning, and fees for contingency.

• Owners costs: development costs, preliminary feasibility and engineering studies, environmental studies and permitting, legal fees, insurance costs, property taxes during construction, and the electrical interconnection costs, including a tie-in with a nearby electrical transmission system.

Porsi energi terbarukan meningkat setiap tahun dan pada tahun 2013 mencapai 10%, dua persen lebih tinggi dari tahun sebelumnya. California adalah negara bagian dengan porsi terbesar, sekitar 20 persen listrik California berasal dari pembangkit listrik yang memenuhi syarat sebagai sumber energi terbarukan, namun tidak termasuk sumber tenaga air tradisional.

Amerika Serikat memiliki beberapa sumber daya energi terbarukan yang terbaik di dunia, yang memiliki potensi untuk dapat memenuhi pangsa pasar permintaan energi antar negara. Seperempat dari luas daratan AS memiliki angin yang cukup kuat untuk menghasilkan listrik pada harga yang sama seperti gas alam dan batu bara.

Banyak teknologi baru yang memanfaatkan energi terbarukan antara lain: angin, surya, panas bumi, dan biofuel yang akan kompetitif dengan bahan bakar fosil untuk dapat memenuhi 85% kebutuhan energi AS. Tingkat pertumbuhan pasar yang dinamis selama beberapa tahun telah mampu menurunkan biaya dan memacu kemajuan pesat dalam teknologi. Teknologi energi juga telah menerima subsidi dari pemerintah. Pada tahun 2010, subsidi pemerintah federal untuk produksi listrik dari energi terbarukan, bahan bakar fosil, dan nuklir yang masing-masing sebesar USD6.560 juta, USD1.843 juta dan USD2.499 juta.

Hampir semua negara bagian terkecuali empat negara bagian saat ini telah memiliki insentif untuk mempromosikan energi terbarukan, sementara lebih dari selusin negara bagian telah membuat undang-undang tersendiri yang dapat mengakomodasi sumber energi baru dan terbarukan dalam beberapa tahun terakhir. Departemen Energi AS telah mendorong diberlakukannya insentif di semua negara bagian.

Biaya produksi listrik berbeda untuk setiap jenis pembangkit listrik. Biaya yang harus dikeluarkan antara lain:• Biaya sipil dan struktural: biaya untuk penyiapan lokasi proyek,

pembuatan drainase, pemasangan utilitas bawah tanah, pasokan baja struktural, dan konstruksi bangunan di lokasi.

• Pasokan mekanik peralatan dan instalasi: peralatan utama, termasuk namun tidak terbatas pada: boiler, flue gas desulfurization scrubbers, menara pendingin, generator turbin uap, dan peralatan bantu lainnya.

• Listrik dan instrumentasi dan kontrol: trafo listrik, switchgear, motor control center, switchyards, sistem kontrol terdistribusi, dan komoditas listrik lainnya.

• Proyek biaya tidak langsung: engineering, tenaga kerja dan bahan, waktu lembur tenaga kerja dan insentifnya, scaffolding cost, inisiasi awal manajemen konstruksi, commissioning dan biaya untuk kontingensi.

• Biaya lainnya: biaya pengembangan, kelayakan dan teknik studi pendahuluan, studi lingkungan dan perijinan, dan biaya interkoneksi listrik, termasuk untuk dapat terkoneksi ke sistem transmisi listrik di dekatnya.

531 597 695 770 813 902

857 741 736 709 697 732

2.165 2.102 2.162 2.184 2.142 2.121

2.777 3.349 3.082 3.0743.493

3.411

4.7494.137 4.332 4.344

4.025 4.042



Karakteristik PembangkitPlant Characteristics

Biaya Pembangkit (2013 $)Plant Costs (2013 $)

Kapasitas (MW)Nominal Capacity (MW)

Heat Rate (Btu/kWh)Heat Rate (Btu/kWh)

Overnight Capital Cost ($/kW)


Fixed O&M Cost ($/kW-yr)

Fixed O&M Cost($/kW-yr)

Variable O&M Cost ($/MWh)


Solar | Solar

Solar ThermalSolar Thermal 100 N/A $5.067 $67,26 $0,00

PhotovoltaicPhotovoltaic 20 N/A $4.183 $27,75 $0,00

PhotovoltaicPhotovoltaic 150 N/A $3.873 $24,69 $0,00

Karakteristik PembangkitPlant Characteristics

Biaya Pembangkit (2013$)Plant Costs (2013$)

Kapasitas (MW)Nominal Capacity (MW)

Heat Rate (Btu/kWh)Heat Rate (Btu/kWh)



Fixed O&M Cost ($/kW-yr)

Fixed O&M Cost($/kW-yr)



Batu Bara | Coal

Single Unit Advanced PCSingle Unit Advanced PC 650 8.800 $3.246 $37,80 $4,47

Dual Unit Advanced PCDual Unit Advanced PC 1.300 8.800 $2.934 $31,18 $4,47

Single Unit Advanced PC with CCSSingle Unit Advanced PC with CCS 650 12.000 $5.227 $80,53 $9,51

Dual Unit Advanced PC with CCSDual Unit Advanced PC with CCS 1.300 12.000 $4.724 $66,43 $9,51

Single Unit IGCCSingle Unit IGCC 600 8.700 $4.400 $62,25 $7,22

Dual Unit IGCCDual Unit IGCC 1.200 8.700 $3.784 $51,39 $7,22

Single Unit IGCC with CCSSingle Unit IGCC with CCS 520 10.700 $6.599 $72,83 $8,45

Gas Alam | Natural Gas

Conventional CCConventional CC 620 7.050 $917 $13,17 $3,60

Advanced CCAdvanced CC 400 6.430 $1.023 $15,37 $3,27

Advanced CC with CCSAdvanced CC with CCS 340 7.525 $2.095 $31,79 $6,78

Conventional CTConventional CT 85 10.850 $973 $7,34 $15,45

Advanced CTAdvanced CT 210 9.750 $676 $7,04 $10,37

Fuel CellsFuel Cells 10 9.500 $7.108 $0,00 $43,00

Uranium | Uranium

Dual Unit NuclearDual Unit Nuclear 2.234 N/A $5.530 $93,28 $2,14

Biomass | Biomass

Biomass CCBiomass CC 20 12.350 $8.180 $356,07 $17,49

Biomass BFBBiomass BFB 50 13.500 $4.114 $105,63 $5,26

Angin | Wind

Onshore WindOnshore Wind 100 N/A $2.213 $39,55 $0,00

Offshore WindOffshore Wind 400 N/A $6.230 $74,00 $0,00

Panas Bumi | Geothermal

Geothermal – Dual FlashGeothermal – Dual Flash 50 N/A $6.243 $132,00 $0,00

Geothermal – BinaryGeothermal – Binary 50 N/A $4.362 $100,00 $0,00

Hydroelectric | Hydroelectric

Conventional HydroelectricConventional Hydroelectric 500 N/A $2.936 $14,13 $0,00

Pumped StoragePumped Storage 250 N/A $5.288 $18,00 $0,00

Municipal Solid Waste | Municipal Solid Waste

Municipal Solid WasteMunicipal Solid Waste 50 18.000 $8.312 $392,82 $8,75

Langkah Kedepan Energi Terbarukan di ASWay forward for renewable energy in the US

The urgency to further develop renewable energy is well acknowledged by the US government. Aside from its benefit to the environment, renewable energy sources also create lower cost for the people.

Renewable energy sources create significant energy-cost and input-cost advantages for many users including industry players and household. Those benefits are particularly large in petrochemicals and energy-intensive industries, though these low-energy cost benefits also flow to virtually all industries on some level. Such downstream advantages created by renewable energy sources are only just beginning to be realized. Low-cost gas and gas-fired power, particularly, benefit energy-intensive industries, which use gas and high levels of electricity to fuel foundries, paper mills, and other heavy industrial processes. It is estimated cost savings from natural gas to be 4% or more of total manufacturing costs in a variety of industries, including minerals, metals, paper, and textiles.

Keinginan untuk lebih mengembangkan energi terbarukan juga diakui oleh Pemerintah AS. Selain manfaatnya terhadap lingkungan, sumber energi terbarukan juga menciptakan biaya yang lebih rendah bagi masyarakat.

Sumber energi terbarukan menciptakan keuntungan dari segi biaya per energi dan biaya per input bagi pengguna listrik termasuk pelaku industri dan rumah tangga. Manfaat energi terbarukan juga sangat besar bagi industri petrokimia dan industri padat energi, meskipun manfaat dari energi rendah biaya ini juga mengalir ke hampir semua industri pada tingkat tertentu. Keuntungan yang diperoleh industri hilir yang didapatkan dari sumber energi terbarukan baru dapat direalisasikan saat ini. Selama ini keuntungan lebih dirasakan oleh industri yang memilki intensitas energi tinggi, yang menggunakan gas dan tingkat listrik yang besar untuk bahan bakar peleburan, pabrik kertas, dan proses industri berat lainnya. Diperkirakan penghematan biaya dari energi gas alam tersebut dapat menghemat 4% atau lebih dari total biaya manufaktur di berbagai industri, termasuk mineral, logam, kertas, dan tekstil.



Gambar 7. Gas Alam dan energi listrik sebagai % atas Total Biaya Produksi IndustriFigure 7. Natural Gas and Electricity Costs in % of total manufacturing costs

Gambar 8. Penghematan Biaya Rumah Tangga dari Energi Terbarukan Per Tahun (2014, USD)Figure 8. Annual household savings from low-cost energy (2014, US$)

ChemicalChemicals

MetalMetals

KertasPaper

TekstilTextiles

KayuWood

PlastikPlastics

PanganFood

Non Metal MineralsNon Metal Minerals

Sumber konvensionalConventional Sources

Penghematan Gas AlamNatural gas savings

Penghematan ListrikElectricity savings

Lower - cost goodsLower - cost goods

Energi terbarukanRenewables

Sumber: US unconventional source of energy, HBS & BCG.Source : US unconventional source of energy, HBS & BCG.

Sumber: America’s unconventional source of energy, HBS & BCG.Source : America’s unconventional source of energy, HBS & BCG.

Renewable energy also benefits households, local governments, the federal government, and communities due to lower costs, increased tax revenues, and spillover benefits to other local businesses.

Households. Consumers across the US are major beneficiaries of renewable energy, extending well beyond regions where significant production or conversion of gas and oil occurs. It is estimated that the average US. Household has enjoyed nearly $800 in annual savings from the availability of low priced natural gas. That includes direct savings on household utility bills for electricity and heating, as well as savings from lower-cost goods and transport. The Department of Energy estimates the fall in oil prices will save the average household an additional $750 in gas bills in 2015, compared to 2014.

Governments. Both state and federal governments have been major financial beneficiaries of unconventional production which resulted in economic growth. Government agencies collect revenues from unconventional development in several ways: royalties and taxes on land leases from production, corporate taxes on businesses, and personal income taxes due to new jobs, wages, and royalty income.

Energi terbarukan juga menguntungkan rumah tangga, pemerintah daerah, dan pemerintah federal karena biaya yang lebih rendah, pendapatan pajak meningkat, dan banyak manfaat kepada bisnis lokal lainnya.

Rumah tangga. Konsumen di seluruh Amerika adalah penerima manfaat utama dari energi terbarukan, dengan jangkauan yang luas. Diperkirakan rata-rata pengguna rumah tangga telah menikmati hampir USD 800 penghematan tahunan dari ketersediaan gas alam murah. Itu termasuk penghematan pada tagihan listrik rumah tangga dan pemanas, serta penghematan dari sisi transportasi yang lebih murah. Departemen Energi AS memperkirakan bahwa penurunan harga minyak akan menghemat pengeluaran rumah tangga sebesar rata-rata USD750 pada tahun 2015, dibandingkan dengan tahun 2014.

Pemerintah. Baik pemerintah negara bagian maupun pemerintah federal telah menjadi pihak yang mendapatkan manfaat finansial dari cara yang tidak konvensional tersebut. Selama ini, Pemerintah hanya mengumpulkan pendapatan dari cara yang konvensional yakni melalui beberapa cara: royalti dan pajak atas sewa tanah dari produksi, pajak perusahaan pada bisnis, dan pajak penghasilan pribadi karena pekerjaan baru, upah, dan pendapatan royalti.

The Obama Administration has rolled out an energy strategy that aims at reducing dependence of fossil fuel and turning into renewable energy. Below is the All-The-Above Energy Strategy with the main purpose to make the US more energy-independent and job-friendly:

1. Reducing Dependence on Foreign OilThe all of-the-above energy strategy aims to harness American innovation and develop a diverse portfolio of American-made energy. The Government is safely and responsibly developing the energy resources while advancing cleaner forms of energy, such as natural gas and renewables.

As carbon emissions decrease, the economy continues to grow. The all-of-the-above approach is advancing energy independence, supporting American jobs, and building the foundation for a clean-energy economy.

2. Carbon Capture and Sequestration TechnologiesContinued progress in reducing pollution to improve public health and the environment can be accomplished while supplying reliable, affordable power needed for economic growth and advancing cleaner energy technologies such as carbon capture and sequestration (CCS). CCS is technologically feasible for implementation at new coal-fired power plants, and its core components — carbon dioxide capture, compression, transportation, and storage — have been implemented successfully at commercial scale.

As part of the President’s Climate Action Plan, the US has invested several billions of dollars into the research and development of CCS technologies, including those aiming to develop innovative, second generation technologies that will help improve the efficiency and drive down the costs of carbon capture processes for new and existing coal-fired power plants.

3. Advancing Clean Energy and Energy EfficiencyThe Obama Administration has made the largest investment in clean energy in American history and has launched several initiatives to advance clean energy deployment. Since President Obama took office, the US has increased solar electricity generation by more than twenty-fold, and tripled electricity production from wind power.

Building on the progress of the first term, this Administration continues to take new actions to drive clean, American-made energy. Through initiatives such as public-private partnerships and renewable energy projects on public lands, we are on track to meet our goals of installing 100 megawatts of renewable capacity across federally subsidized housing

Pemerintahan Obama telah meluncurkan Strategi Energi Amerika yang bertujuan untuk mengurangi ketergantungan bahan bakar fosil dan beralih ke energi terbarukan. Berikut ini adalah Strategi Energi Utama dengan tujuan utama membuat Amerika lebih independen dalam energi dan mendukung penambahan lapangan pekerjaan:1. Mengurangi Impor Minyak

Strategi tersebut bertujuan untuk memanfaatkan inovasi Amerika dan mengembangkan beragam portfolio energi buatan Amerika. Pemerintah bertanggung jawab mengembangkan sumber energi serta memajukan bentuk energi bersih, seperti gas alam dan energi terbarukan.

Dengan berkurangnya emisi karbon, ekonomi diperkirakan akan terus tumbuh. Pendekatan strategi tersebut adalah menuju kemandirian energi, mendukung pekerjaan di Amerika, dan membangun fondasi energi bersih.

2. Carbon Capture dan Sequestration TechnologiesUpaya berkelanjutan untuk meningkatkan kesehatan masyarakat dan lingkungan dapat dicapai dengan memasok energi yang terpercaya dan terjangkau yang dibutuhkan untuk pertumbuhan ekonomi dan memajukan teknologi energi terbarukan seperti Carbon Capture and Sequestration (CCS). CCS adalah teknologi untuk dapat diimplementasikan di pembangkit listrik baru tenaga batu bara, dan komponen intinya - carbon dioxide capture, kompresi, transportasi, dan ruang penyimpanan. Teknologi ini telah berhasil diimplementasikan pada skala komersial.

Sebagai bagian dari Presiden Climate Action Plan, AS telah menginvestasikan beberapa miliar dolar dalam penelitian dan pengembangan teknologi CCS, termasuk yang bertujuan untuk mengembangkan inovasi, teknologi generasi kedua yang akan membantu meningkatkan efisiensi dan menurunkan biaya pemrosesan capture karbon untuk pembangkit listrik berbahan bakar batubara yang baru dan yang sudah ada.

3. Memajukan Clean Energy dan Efisiensi EnergiPemerintahan Obama telah membuat investasi terbesar dalam energi bersih dalam sejarah Amerika dan telah meluncurkan beberapa inisiatif untuk memajukan penyebaran energi bersih. Sejak Presiden Obama menjadi presiden, AS telah berhasil meningkatkan pembangkit listrik tenaga surya dengan lebih dari dua puluh kali lipat, dan tiga kali lipat produksi listrik dari tenaga angin.

Melanjutkan pembangunan pada masa jabatan pertama, Presiden Obama terus mengambil tindakan baru untuk mendorong energi buatan Amerika yang lebih bersih. Melalui inisiatif seperti Kerjasama Pemerintah-Swasta dan proyek-proyek energi yang terbarukan di lahan publik, AS telah berada

1.070

850780

2014 2020 2030

17

12

10 10

109

76 6 6

63 3

2

5 5


Energi Panas Bumi | Geothermal Energy


SMI Insight 2015

by 2020, permitting 10 gigawatts of renewable projects on public lands by 2020, deploying 3 gigawatts of renewable energy on military installations by 2025, and doubling wind and solar electricity generation in the United States by 2025.

Additionally, DOE develops energy conservation standards for appliances and equipment, which have cut consumers’ electricity bills by hundreds of billions of dollars. Taken together, the final energy conservation standards completed during this Administration add up to more than 2 billion metric tons of carbon emissions by 2030, and we are on track to meet the Climate Action Plan’s goal of cutting 3 billion metric tons of energy waste by 2030.

4. Investing in Coal Communities, Workers, and Technology: The POWER+PlanThe United States is undergoing a rapid energy transformation, particularly in the power sector. Booming natural gas production, declining costs for renewable energy, increases in energy efficiency, flattening electricity demand, and updated clean air standards are changing the way electricity is generated and used across the country. These trends are producing cleaner air and healthier communities, and spurring new jobs and industries. At the same time, they are impacting workers and communities who have relied on the coal industry as a source of good jobs and economic prosperity.

To help these communities adapt to the changing energy landscape and build a better future, the President’s FY 2016 Budget proposes the POWER+ Plan. The POWER+ Plan invests in workers and jobs, addresses important legacy costs in coal country, and drives development of coal technology.

di jalur yang tepat untuk memenuhi tujuannya memasang 100 megawatt energi terbarukan di perumahan federal bersubsidi pada tahun 2020, memungkinkan 10 gigawatt proyek terbarukan di lahan publik pada tahun 2020, mengerahkan 3 gigawatt energi terbarukan di instalasi militer pada tahun 2025, dan dua kali lipat pembangkit listrik tenaga angin dan pembangkit listrik tenaga surya di Amerika Serikat pada tahun 2025.

Selain itu, Kementerian energi AS juga telah mengembangkan standar konservasi energi untuk peralatan dan perlengkapan, yang telah memotong tagihan listrik konsumen sebesar ratusan miliar dolar. Standar konservasi energi yang telah diselesaikan selama ini telah berhasil menambah hingga lebih dari 2 miliar metrik ton emisi karbon pada tahun 2030. AS telah berada di jalur yang benar untuk memenuhi tujuan Climate Action Plan, yakni memotong 3 miliar metric ton limbah energi pada 2030.

4. Membangun Komunitas Batu Bara, Buruh, dan Teknologi: The POWER+PlanAmerika Serikat sedang mengalami transformasi energi yang cepat, terutama di sektor listrik. Produksi gas alam booming, menurunnya biaya untuk energi terbarukan, peningkatan efisiensi energi, permintaan listrik yang merata, dan standar udara bersih yang diperbaharui telah mengubah cara pembangkitan/produksi listrik yang digunakan di seluruh wilayah negara bagian. Tren semacam ini telah berhasil menghasilkan udara yang lebih bersih dan masyarakat yang lebih sehat, menghasilkan lapangan pekerjaan baru dan industri. Pada saat yang sama, para pekerja dan masyarakat yang mengandalkan industri batubara sebagai sumber pekerjaan dan penghasilannya selama ini ikut terkena dampaknya.

Untuk membantu masyarakat ini beradaptasi dengan lanskap energi yang telah berubah dan membangun masa depan yang lebih baik, Presiden Obama telah mengganggarkan pada tahun anggaran 2016 dan mengusulkan konsep POWER+Plan. POWE +Plan berinvestasi pada pekerja dan pekerjaan, mengurangi dampak negatif yang ditimbulkan di daerah yang memproduksi batubara, dan mendorong pengembangan teknologi batubara. Development Bank Benchmarking Series



SMI Insight 2015 Energi Panas Bumi | Geothermal Energy

“Pemerintah Afrika Selatan Mendirikan Development Bank of Southern Africa (DBSA) Untuk Mengatasi Masalah Pembangunan: Market Failures dan Institutional Failures”

“The Southern African Government Established Development Bank of Southern Africa (DBSA) to Deal With Development Problems such as Market Failures and Institutional Failures ”

DBSA is the Development Bank of Southern Africa that focuses on boosting economic growth, human resource development and institutional capacity by mobilizing funding capacity and other resources inside and outside the country in order to support sustainable economic development in Southern Africa and its surrounding regions.

The South African government strengthened DBSA’s position as one of the financial institutions for development in Southern Africa by issuing a special Act, namely DBSA Act No. 13 Year 1997. Under this Act: • DBSA is mandated to support the development programs and projects in

Southern Africa and surrounding regions. • DBSA focuses on encouraging infrastructure financing, including economic,

social, and institutional not to mention stimulating the synergy among private investors.

DBSA’s roles as a Development Bank:1. Financier. As a Development Bank, DBSA functions as a financial institution

that encourages basic infrastructure financing and promotes economic growth through infrastructure financing;

2. Partners. DBSA also acts as a partner for the engagement between public, private, and community investment in infrastructure development;

3. Advisors. DBSA acts as a party that encourages development by providing training or capacity development for other parties (the Central or Local Government) in terms of institutional, financial, technical and knowledge improvements related to the development;

In terms of institutional structure, DBSA is one of five development financial institutions owned by the South Africa government. Besides DBSA, South Africa also has other financial institutions which overseas the development sector, namely Land Bank, Industrial Development Corporation, National Housing Finance Corporation, and National Empowerment Fund. DBSA is 100% owned by the Government of South Africa under the supervision of the Ministry of Finance. Besides DBSA Act, DBSA also refers to the Public Finance Management Act, but is not subjected to the Bank Act.

Development Bank of Southern Afrika atau DBSA merupakan Bank Pembangunan Afrika Selatan yang fokus mendorong pertumbuhan ekonomi, pengembangan sumber daya manusia dan kapasitas institusi dengan memobilisasi kapasitas pendanaan maupun sumber daya lainnya dari dalam negeri maupun luar negeri untuk mendukung pembangunan ekonomi yang berkelanjutan di Afrika Selatan dan sekitarnya.

Pemerintah Afrika Selatan memperkuat posisi DBSA sebagai salah satu institusi keuangan untuk pembangunan di Afrika Selatan melalui UU tersendiri yang dinamakan DBSA Act no. 13 tahun 1997. Dalam UU tersebut:• DBSA memiliki mandat untuk mendukung proyek-proyek dan program

pembangunan di Afrika Selatan dan sekitarnya. • Dalam UU tersebut, DBSA memiliki fokus untuk mendorong pembiayaan

sektor infrastruktur, baik infrastruktur ekonomi, sosial, maupun kelembagaan serta mendorong terciptanya sinergi dengan investor swasta.

Peran DBSA sebagai bank pembangunan terdiri dari 5 hal:1. Financier. Sebagai bank pembangunan, DBSA akan menjalankan fungsi

sebagai lembaga pembiayaan yang mendorong pembiayaan pada infrastruktur dasar dan mendorong pertumbuhan ekonomi melalui pendanaan di bidang infrastruktur;

2. Partners. DBSA juga berperan sebagai partners bagi keterlibatan investasi publik, swasta, dan komunitas dalam pembangunan infrastruktur;

3. Advisors. DBSA berperan sebagai pihak yang mendorong pembangunan melalui pemberian pelatihan atau pengembangan kapasitas bagi pihak lainnya (Pemerintah pusat ataupun daerah) dari sisi pengembangan institusi, keuangan, teknis dan pengetahuan terkait pembangunan;

Secara struktur kelembagaan, DBSA merupakan salah satu dari lima lembaga keuangan untuk pembangunan (development finance institutions) yang dimiliki oleh Pemerintah Afrika Selatan. Selain DBSA, Afrika Selatan juga memiliki lembaga keuangan untuk pembangunan lainnya yakni: Land Bank, Industrial Development Corporation, National Housing Finance Corporation, dan National Empowerment Fund. Kepemilikan DBSA 100% dimiliki oleh pemerintah dan berada di bawah supervisi Kementerian Keuangan. Selain mengacu kepada UU DBSA, DBSA juga mengacu kepada UU Manajemen Keuangan Publik (Public Finance Management Act) namun tidak tunduk kepada UU Perbankan (Bank Act).

Gambar 1. DBSA merupakan Bank Pembangunan yang 100% dimiliki oleh Pemerintah melalui Menteri KeuanganFigure 1. DBSA is a Development Bank 100% owned by the Government of South Africa under the Ministry of Finance

South African Goverment

National Treasury

Land Bank

Development Bank of Southern Africa (DBSA)

National HousingFinance Corporation

Industrial Development Corporation

NationalEmpowerment Fund

Economic Development Housing Trade and Industry

Sumber: Laporan Tahunan DBSASource : DBSA Annual Report

Peranan DBSA sebagai Bank PembangunanDBSA’s Roles As a Development Bank

100% 100% 100% 100%

100%



4. Implementer. DBSA acts as a mediator that connects various initiatives of different stakeholders related to the decision making process in order to encourage sustainable economic development;

5. Integrator. DBSA acts as originator, facilitator, and participant in various strategic initiatives within the framework of capacity building and solution provider for development acceleration.

In carrying out its role as a Development Bank, especially in infrastructure sector, DBSA performs the entire process of infrastructure development chain starting from helping the Government in the project identification process until establishing the partnership with other parties in operational and maintenance phases. These are DBSA’s value-added points which no other commercial banks and conventional development banks have. DBSA is not intended to be a competitor for commercial banks, but its nature is to serve as a complementary bank to already existing banking products in order to establish the synergy between financing infrastructure projects.

Financing products offered by DBSA are not intended to compete with those of commercial banks, but its functions are emphasized to complement existing products. The products and services offered by DBSA are always improved from time to time to keep up with many factors:1. Expansion of existing products by targeting new and untouched markets.

2. In line with the financial needs of priority programs at national and provincial levels.

3. Collaboration with other banks or financial institutions.4. Improvement of social economy by offering to finance for social

infrastructures (health, education, and housing).

4. Implementer. DBSA berperan sebagai mediator yang menghubungkan berbagai inisiatif dari berbagai stakeholder terkait dalam pengambilan keputusan sehingga mendorong pembangunan ekonomi yang berkelanjutan;

5. Integrator. DBSA berperan sebagai originator, fasilitator, dan berpartisipasi dalam berbagai inisiatif strategis dalam rangka pengembangan kapasitas dan penyediaan solusi bagi percepatan pembangunan.

Dalam menjalankan perannya sebagai Bank Pembangunan khususnya dalam pembiayaan di bidang infrastruktur, DBSA menjalankan seluruh rantai proses pembangunan infrastruktur mulai dari proses identifikasi proyek dengan membantu pemerintah hingga fase operasional dan maintenance dengan bermitra bersama pihak lainnya. Inilah value added yang dimiliki DBSA sebagai bank pembangunan yang tidak dimiliki oleh bank komersial maupun bank pembangunan konvensional lainnya. DBSA tidak ditujukan untuk menjadi pesaing bagi perbankan komersial, namun sifatnya lebih menjadi pelengkap bagi produk perbankan yang sudah ada sehingga mendorong terciptanya sinergi dalam membiayai proyek-proyek infrastruktur.

Produk pembiayaan yang ditawarkan oleh DBSA tidak ditujukan untuk berkompetisi dengan perbankan komersial, namun fungsinya ditekankan sebagai pelengkap bagi produk-produk yang sudah ada. Produk dan jasa yang ditawarkan oleh DBSA senantiasa berkembang mengikuti beberapa faktor:1. Ekspansi produk existing dengan menargetkan market yang baru dan

belum tergarap.2. Sejalan dengan kebutuhan pembiayaan program prioritas di level nasional

dan provinsi.3. Kolaborasi dengan perbankan atau lembaga keuangan lain.4. Peningkatan dampak ekonomi sosial dari pembiayaan dengan

menawarkan pembiayaan untuk infrastruktur sosial (kesehatan, pendidikan dan perumahan).

Sumber: Laporan Tahunan DBSA, diolahSource : DBSA Annual Report, processed

IdentifikasiIdentify

1 2 3 4 5 6

KelayakanAppraise

Pasar ModalCapital Market

Perbankan KomersialCommercial Bank

PembiayaanFinance

PengadaanPlan & Procure

ManajemenProyek &

KonstruksiConstruction

Management &Monitoring

Operasional &Perawatan

Operate &Maintain

Fasilitasi Partnershipuntuk Policy/Sector Level

Partnership Facilitation Levelfor Policy/Sector level

Development FundDevelopment Fund

Gambar 2. Salah satu nilai tambah yang dimiliki oleh DBSA dibandingkan dengan perbankan komersial lainnya adalah DBSA terlibat tidak hanya pada tahap pembiayaan, tetapi juga dari penyiapan proyek hingga operasional.Figure 2. One of the value-added natures owned by DBSA compared to other commercial banks is DBSA’s involvement not only in the stage of financing, but also in the stages of project preparation and operation.

Gambar 3. Produk dan jasa Layanan DBSA menjadi komplementer dari produk Perbankan Komersial, di antaranya untuk produk penyiapan proyek, produk pinjaman kepada Pemerintah Daerah dan penyertaan modalFigure 3. DBSA’s products and services are complementary to commercial banking products, including products for project preparations, product loans for the Local Government, and capital participation.

Produk dan Sektor Pembiayaan DBSADBSA Products and Financing Sectors

Penyiapan ProyekProject Preparation

-IdentifikasidanScoping Proyek- Penilaian Studi Kelayakan Proyek- Pendanaan Penyiapan Proyek-ProjectIdentificationandScoping- Feasibility Assessment- Project Preparation Funding

PembiayaanLending

UnderwritingUnderwriting

ArrangingArranging

SindikasiSyndication

KoordinasiCoordination

- Senior Debt- Mezzanine Debt- Senior Debt- Mezzanine Debt

- Senior Debt- Mezzanine Debt- Pinjaman Pemerintah Daerah- Senior Debt- Mezzanine Debt- Munipical Financing

- Empowerment Financing- Local Community Truts Support- Empowerment Financing- Local Community Truts Support

Project FinanceProject Finance

Corporate FinanceCorporate Finance

Penyertaan ModalEquity Financing

ProdukProducts

Jasa LayananServices


a

b

c

d



Over the past three years, DBSA financial growth showed a positive trend. If in 2012, the recorded outstanding finance amounted to R8,1 billion (Rp7.3 trillion, assuming that the exchange rate of 1 Rand = 900 Rupiah); that amount rose to R12.7 billion (Rp11.4 trillion) in 2014.

In the next three years, DBSA’s funding target is 20% of the annual average growth with a composition of 70% financing for South Africa and 30% for regions outside South Africa.

Selama tiga tahun terakhir, pertumbuhan pembiayaan DBSA menunjukkan tren yang positif. Jika di tahun 2012 outstanding pembiayaan tercatat sebesar R8,1 miliar (Setara dengan Rp7,3 triliun, dengan asumsi kurs 1 Rand = 900 Rupiah), jumlah tersebut naik menjadi R12,7 miliar (Setara dengan Rp11,4 triliun) di tahun 2014

DBSA menargetkan dalam tiga tahun ke depan, target pembiayaan secara rata-rata tahunan tumbuh sebesar 20% dengan komposisi 70% pembiayaan diarahkan kepada Afrika Selatan dan 30% diarahkan untuk kawasan di luar Afrika Selatan.


Aktual 2012Actual 2012



2015 2016 2017

Afrika SelatanSouth Africa

25

20

15

10

5

R8,1bnR9,2bn

R12,7bn

R15,4bn

R17,8bn

R22.0bn

0

R M

iliar

R Bi

llion

Rest of AfricaRest of Africa

Gambar 4. Total outstanding pembiayaan DBSA secara CAGR dalam 3 tahun terakhir tumbuh 25% untuk Afrika Selatan dan 18% untuk wilayah selain Afrika SelatanFigure 4. Total outstanding of DBSA’s finance based on CAGR from the last 3 years experienced a 25% growth for South Africa and 18% for regions outside South Africa.

DBSA aims to serve as a catalyst for development. Therefore, DBSA’s capacity is to fund government priority programs, both infrastructure and other sectors which promote the economic growth of South Africa, such as Agrobusiness, Forestry and Fisheries, Energy Resilience, Tourism and Mining. In addition, social infrastructure is also a sector that can be funded by DBSA. The social infrastructure sector includes health sectors in which there is funding for hospitals, housing sector, educational sector for school construction and rural developments.

In addition to commercial programs, DBSA is also mandated to support national and regional programs and policies for infrastructure provision acceleration, in the forms of:

• Programs to accelerate infrastructure development.• Priority sectors listed in the government’s medium-term strategic

framework.• Implementation of priority programs with enormous impacts on the

economy.• Capacity-building program.

DBSA’s assignment is based on two issues: Market failure, meaning there are no commercial parties who are willing to fund the infrastructure projects; and Institutional failure, meaning the lack of experience and capacity to carry out these activities, whereas DBSA has the required experience and capacity. All services provided by the DBSA will be reimbursed by the government by using the principle of full cost recovery.

In general, South Africa deals with three challenges in development areas, namely:1. Social Transformation. Infrastructure development challenges in social

transformation cover great needs for the development and investment in the provision of basic infrastructure such as housing, clean water, and sanitation.

2. Economic Stimulation. Infrastructure development challenges in this category are the needs to provide infrastructure that will be able to boost economic growth, reduce bottleneck, attract investment, and promote sustainable development; project examples: toll road and mass-rapid transportation system.

3. Institutional Capacity Building. The development challenge is emphasized on institutional capacity (both government and private institutions) to plan, implement, and manage large-scale infrastructure projects.

DBSA ditujukan untuk dapat menjadi katalis bagi pembangunan. Oleh karena itu, DBSA dapat mendanai program-program prioritas pemerintah, baik dari sektor infrastruktur maupun sektor lainnya yang dapat mendorong pertumbuhan ekonomi Afrika Selatan seperti sektor agribisnis, kehutanan dan perikanan, ketahanan energi, pariwisata dan pertambangan. Selain itu, infrastruktur sosial juga merupakan sektor yang dapat didanai oleh DBSA. Sektor infrastruktur sosial tersebut mencakup sektor kesehatan dimana di dalamnya terdapat pembiayaan untuk rumah sakit, sektor perumahan, sektor pendidikan untuk pembangunan sekolah, dan sektor pembangunan wilayah pedesaan.

Selain program komersial, DBSA juga memiliki mandat untuk mendukung program-program dan kebijakan nasional serta daerah untuk percepatan penyediaan infrastruktur, dalam bentuk:

• Program-program percepatan penyediaan infrastruktur.• Sektor prioritas yang tercantum dalam Medium-term Strategic Framework

pemerintah.• Pelaksanaan program prioritas yang memiliki dampak yang sangat besar

bagi perekonomian.• Program peningkatan kapasitas.

Pemberian penugasan kepada DBSA disebabkan oleh dua hal, yakni adanya market failure dimana tidak ada pihak komersial yang bersedia mendanai proyek infrastruktur dan institutional failure dimana belum adanya pengalaman dan kapasitas untuk menjalankan kegiatan tersebut, yang mana pengalaman dan kapasitas tersebut telah dimiliki oleh DBSA. Seluruh jasa yang diberikan oleh DBSA akan diganti oleh pemerintah menggunakan prinsip full cost recovery.

Secara umum, Afrika Selatan mengalami 3 tantangan dalam bidang pembangunan, yakni:1. Social Transformation. Tantangan pembangunan infrastruktur

dalam social transformation mencakup kebutuhan yang besar atas pembangunan dan investasi pada penyediaan infrastruktur dasar seperti perumahan, air bersih, dan sanitasi.

2. Economic Stimulation. Tantangan pembangunan infrastruktur pada kategori ini adalah adanya kebutuhan untuk menyediakan infrastruktur yang dapat mendorong pertumbuhan ekonomi, mengurangi bottlenecking, menarik investasi dan mendorong pembangunan yang berkelanjutan, contoh proyek: Jalan tol, sistem transportasi masal.

3. Institutional Capacity Building. Tantangan pembangunan ini lebih dititikberatkan kepada kapasitas institusi (baik pemerintah maupun swasta) untuk merencanakan, mengimplementasikan, dan mengelola proyek-proyek infrastruktur berskala besar.

Prioritas Infrastruktur Wilayah

Priority Regional Infrastructure

Tenaga ListrikPower

PanganFood

KesehatanHealth

PariwisataTourism

TransportasiTransport

Ketahanan Energi & AirEnergy & Water Security

PerumahanHousing

KonstruksiConstruction

Air BersihWater

AgrobisnisAgrobusiness

PendidikanEducation

PertambanganMining

Teknologi InformasiICT

Kehutanan & PerikananForestry & Fishing

Pembangunan PedesaanRural Development

Prioritas Pembangunan Ekonomi

Priority Economic Development

Prioritas Infrastruktur Sosial

Priority Social Infrastructure

InfrastrukturPendukung Lainnya

Other Infrastructure


Gambar 5. Sektor yang dapat didanai oleh DBSA merupakan sektor-sektor yang menjadi prioritas pembangunan Afrika Selatan, tidak hanya mencakup infrastruktur dasar tetapi juga mencakup infrastruktur sosial dan multisektor lainnya.Figure 5. Sectors funded by DBSA should be those of South Africa development priorities, which not only include the basic infrastructures, but also other social and multi-sector infrastructures.

Program Penugasan PemerintahGovernment Assignment Program



TargetTarget

Pemerintah DaerahMunicipalities

Badan Usaha Milik NegaraSOEs

Sektor Swasta/PrivatPrivate Sector

Faktor PendorongDrivers for Infrastructure Investments

Kemiskinan 40%, Backlog Perumahan 22%, Pengngguran 20%Poverty 40%, Backlogs 22%, Unemployment 20%

PemerintahGovernment/DFIs

Kebutuhan PembiayaanInfrastruktur

Infrastructure Investment Needs

Metropolitan - 637% populasi, 18% backlogs,

23% kemiskinan6 Metros

37% population, 18% backlogs,23% poverty

Social transformation:Perumahan, Pendidikan,

KesehatanSocial transformation:

Housing, Education Health, Municipal

Market FailureKeterbatasan Dana

Market FailureFunding gap/availability of finance

Institutional/weaknesses:Kapasitas dan keahlian

Kemampuan Pembayaran Kembali PinjamanInstitutional failure/weaknesses:

Capacity & Skills Absorption Capacity - Revenue

Enabling infrastructure:Transportasi, Air Minum,Energi, TelekonumikasiEnabling infrastructure:Transport, Water, Energy,

Comunication

Economic Stimulation:Pertanian, Pariwisata, Industri,

dan PerdaganganEconomic Stimulation:

Agric, Tourism, Entrep. Mining Manufacturing

Secondary municipalities - 11933% populasi, 32% backlogs,

41% kemiskinanSecondary municipalities - 11933% population, 32% backlogs,

41% poverty

Under resourced municipalities - 15930% populasi, 50% backlogs,

67% kemiskinanUnder resourced municipalities - 159

30% population, 50% backlogs,67% poverty

Saluran PembiayaanMain Delivery Channels

HambatanConstraints


Gambar 6. Dalam Framework Pembiayaan Pemerintah Daerah yang telah disusun, tujuan pembiayaan pembiayaan daerah adalah untuk mengurangi kemiskinan, backlog perumahan dan pengangguran yang tinggi di Afrika SelatanFigure 6. In the already arranged-framework of local government financing, the purpose of Regional Funding is to reduce poverty, housing backlog and high unemployment in South Africa.

In answering these challenges, DBSA has one business line, namely financing local governments. Here are the benefits of local government financing:

• Strengthen the capacity of Local Governments with low-fiscal capacity or those in the category of under-resourced municipalities in terms of project planning, project preparation and project packaging;

• Provide more focus on regions with large income gap through project origination initiatives;

• Provide low-cost source of funds such as subsidy for development in regions with moderate fiscal capacity (secondary municipalities) and regions with low-fiscal capacity or in the category of under-resourced municipalities;

• Integrate financing activities and non-financial supports to achieve greater development impacts;

• Provide support for Local Governments to increase the level of spending/capital expenditure for development by providing implementation support in terms of technical and other types of support.

In carrying out the financing functions to Local Governments, DBSA divides the market segmentation into the following categories:1. Market 1 (M1) Category covers big cities (Metropolitan Cities), with large

fiscal capacities and the ability to plan, prepare, implement, and manage big infrastructure projects so that they become a magnet for banks or other financial institutions. Currently, there are only six metropolitan cities, including Ekurhuleni, City of Johannesburg, City of Thswane, eThekwini and City of Cape Town.

2. Market 2 (M2) Category covers cities with moderate fiscal capacities (Secondary Municipalities) which totals at 119 regions consisting of 19 - metropolitan buffer cities (Secondary Cities), 27 large towns, and 73 districts. Regions in this category require support in identifying, planning and preparing projects to attract banks or other financial institutions to finance infrastructure projects.

3. Market 3 (M3) Category covers cities with a low fiscal capabilities (Under-resourced Municipalities) which totals at 159 regions (towns and villages). Regions in this category require support in all aspects of project management, from planning, project preparation, implementation and management as well as the capability of managing funds coming from transfer fund/fiscal support from the government.

DBSA role is very significant for Regional financing under M3 category or under-resourced municipalities, namely 84% of the market share. As for category M2, it has 73% and M1 has 30% of the market share.

Dalam menjawab berbagai tantangan tersebut, DBSA memiliki satu lini bisnis yakni pembiayaan kepada pemerintah daerah. Adapun manfaat pembiayaan pemerintah daerah antara lain:• Memperkuat kapasitas pemerintah daerah yang berkapasitas fiskal

rendah atau kategori under-resourced municipalities dalam hal perencanaan proyek, penyiapan proyek dan packaging proyek;

• Meningkatkan fokus pada daerah dengan kesenjangan pendapatan yang besar melalui inisiatif originasi proyek;

• Menyediakan sumber dana yang terjangkau melalui dana subsidi pembangunan untuk daerah dengan kapasitas fiskal sedang (secondary municipalities) dan daerah berkapasitas fiskal rendah atau kategori under-resourced municipalities;

• Mengintegrasikan aktivitas pembiayaan dan dukungan non-pembiayaan untuk mencapai dampak pembangunan yang lebih besar;

• Memberikan dukungan bagi pemerintah daerah untuk meningkatkan tingkat pengeluaran/belanja modal untuk pembangunan dengan memberikan dukungan pelaksanaan (implementation support) dari sisi teknis dan bentuk-bentuk lainnya.

Dalam menjalankan fungsi pembiayaan kepada pemerintah daerah, DBSA membagi segmentasi pasar kepada tiga kategori:1. Kategori Market 1 (M1) merupakan kota besar (Metropolitan cities)

yang memiliki kapasitas fiskal yang besar dan mampu merencanakan, menyiapkan, mengimplementasikan, dan mengelola proyek-proyek infrastruktur besar sehingga diminati oleh perbankan atau institusi keuangan lainnya. Saat ini daerah dengan kategori ini hanya berjumlah 6 kota metropolitan. Contoh dari daerah berkategori M1 antara lain: Ekurhuleni, City of Johannesburg, City of Tshwane, eThekwini dan City of Cape Town.

2. Kategori Market 2 (M2) merupakan kota dengan kemampuan kapasitas fiskal sedang (Secondary municipalities) berjumlah 119 daerah yang terdiri dari 19 kota penyangga metropolitan (Secondary cities), 27 kota besar (Large towns), 73 distrik. Daerah dengan kategori ini memerlukan dukungan dalam identifikasi, perencanaan, dan penyiapan proyek untuk dapat menarik pihak perbankan atau institusi keuangan lain dalam membiayai proyek-proyek infrastruktur.

3. Kategori Market 3 (M3) merupakan kota dengan kemampuan kapasitas fiskal rendah (Under-resourced municipalities) berjumlah 159 daerah (kota-kota kecil dan pedesaan). Daerah dengan kategori ini memerlukan dukungan di semua aspek manajemen proyek, mulai dari perencanaan, penyiapan, implementasi proyek dan kemampuan pengelolaan dana-dana yang berasal dari dana transfer/dukungan fiskal dari pemerintah.

Peran DBSA sangat terlihat untuk pembiayaan daerah dengan kategori M3 atau under-resourced municipalities yakni sebesar 84% dari market share. Sementara untuk kategori M2 sebesar 73% dan M1 sebesar 30%.



Although in terms of market share the percentages seem huge, in terms of financing volume, the recorded total outstanding financing is the smallest, only 6% of the entire financing portfolio of DBSA regions. The recorded outstanding financing in regions in M1 category is 66% of the total portfolio.

From the data, DBSA’s role as a catalyst for local governments in M3 category is quite significant, although the amount of financing is still relatively low. Going forward, DBSA plans to double its funding portion to local government in M3 category.

Meskipun dari sisi market share terlihat paling besar, namun dari sisi volume pembiayaan, jumlah outstanding pembiayaan tercatat merupakan yang paling kecil, yakni hanya sebesar 6% dari seluruh portofolio pembiayaan daerah DBSA. Outstanding pembiayaan terbesar tercatat pada daerah dengan kategori M1 sebesar 66% dari total portofolio.

Dari data tersebut, terlihat peran DBSA sebagai katalis untuk Pemda Kategori M3, meskipun dari sisi jumlah pembiayaan masih sangat kecil. Ke depan, DBSA berencana untuk menggandakan porsi pembiayaan kepada Pemda kategori M3.

M1 M2 M3 Total Market

DBSA

DBSA 30% ofmetro debt

50,00

45,00

40,00

35,00

30.00

25,00

20,00

15,00

10,00

5,00

0,00

R44bn

R18,1bn

DBSA 73% ofsecondary

municipal debt DBSA 84% ofunder resourcedmunicipal debt

Other Funder


Dukungan Pemerintah

Kunci Keberhasilan DBSA

Government Support

DBSA’s Success Factors

To support DBSA operational activities, the Government of South Africa provides supports as mandated by DBSA Act No. 13 Year 1997. The support covers:

• Capital Support. The DBSA Act stated that DBSA is free to request for capital support in the form of callable capital. Callable capital is the difference of the commitment of government deposits reduced by paid-in capital. Whenever the Board of Directors requests for additional paid-in capital through the General Meeting of Shareholders, the government shall disburse the requested funding as an additional capital for DBSA.

• Tax Incentive Support. In conducting its operational activities, DBSA is excluded from any taxation for companies as stated in DBSA Act No. 13 Year 1997 Article 21, Paragraph 1

Here are five DBSA’s keys to success in carrying out its activities as the Development Bank of Southern Africa:• Project Preparation. The activities and funding for and throughout project

preparations make the formation process of pipeline projects run faster and greater in quantity. DBSA is also able to accommodate funds coming from Donation Institutions to be later distributed in the form of funding for project preparation activities;

• Partnership. when financing a project, DBSA cannot stand alone because of the limited funds; hence, the partnership with other banks or financial institutions become key in encouraging more and more projects to be funded;

• Full Value Chain Offering. DBSA offers products and services that are integrated from the origination to the operational phases;

• Employer of Choice. DBSA is able to attract, maintain, and develop qualified and competent talents as human resources, especially in the engineering, project management, and finance sectors.

• Innovative Infrastructure Solution. DBSA is able to continually innovate in terms of offered products and services in accordance with the market needs and government priorities.

Untuk mendukung kegiatan operasional DBSA, Pemerintah Afrika Selatan memberikan dukungan sebagaimana yang diamanatkan dalam DBSA Act nomor 13 Tahun 1997. Dukungan tersebut di antaranya adalah:• Dukungan Permodalan. Dalam UU DBSA disebutkan bahwa DBSA

memiliki sebuah keleluasaan dalam meminta dukungan permodalan berbentuk callable capital. Callable capital adalah selisih dari komitmen setoran modal pemerintah dikurangi dengan modal yang sudah disetor. Manakala jajaran direksi meminta tambahan modal disetor melalui Rapat Umum Pemegang Saham, maka pemerintah akan mencairkan dana tersebut sebagai bentuk tambahan permodalan bagi DBSA.

• Dukungan Insentif Pajak. Dalam menjalankan kegiatan operasional, DBSA dikecualikan dari segala bentuk perpajakan bagi perusahaan sebagaimana tercantum dalam UU DBSA Nomor 13 Tahun 1997 pasal 21 ayat 1.

Terdapat lima kunci keberhasilan DBSA dalam menjalankan kegiatannya sebagai Bank Pembangunan Afrika Selatan:• Penyiapan Proyek. Dengan adanya kegiatan dan pendanaan dalam

penyiapan proyek membuat proses pembentukan pipeline proyek menjadi lebih cepat serta lebih banyak. DBSA juga mampu menampung dana-dana yang berasal dari Lembaga Donor untuk kemudian disalurkan dalam bentuk pendanaan untuk kegiatan penyiapan proyek;

• Partnership. Dalam pembiayaan sebuah proyek, DBSA tidak dapat berdiri sendiri karena terbatasnya dana yang dimiliki, oleh karena itu adanya partnership dengan perbankan atau lembaga keuangan lainnya menjadi sebuah kunci untuk mendorong semakin banyak proyek yang dapat didanai;

• Full Value Chain Offering. DBSA menawarkan produk dan jasa yang terintegrasi sejak tahap awal hingga operasional;

• Employer of Choice. DBSA mampu menarik, mempertahankan, dan mengembangkan talent SDM yang berkualitas dan kompeten khususnya di bidang engineering, project management dan finance

• Innovative Infrastructure Solution. DBSA mampu secara terus-menerus berinovasi baik dari sisi produk maupun jasa yang ditawarkan yang disesuaikan dengan kebutuhan pasar dan prioritas pemerintah.

Gambar 7. Porsi DBSA sangat besar untuk Pemda kategori M3 dimana Perbankan konvensional tidak berminat untuk memberikan pinjamanFigure 7. DBSA portion is very large for local governments under M3 category since conventional banks have no interest in granting any loans.



Energi Panas BumiGeothermal Energy



“ Pasar tenaga panas bumi tumbuh stabil di kisaran 4% hingga 5% per tahun ”

“ The international geothermal power market is growing at a sustained rate of 4% to 5% per year ”

Geothermal energy is one of the more environmentally friendly resources and is suitable for various uses. These resources can be classified according to the type of rock formation and/or its liquid form and temperature level, ranging from 20°C to above 300°C. Hitherto, there has not been a general consensus on ways to classify geothermal resources and production. However, we understand geothermal resources are divided into two categories, namely high enthalpy and low enthalpy (based on their energy content). High enthalpy resources above 150°C are often used to generate electricity with a conventional cycle, while the low enthalpy resources below 150°C are typically used in direct-heat for heating as well as to generate electricity using a binary fluids cycle.

Geothermal heat and power sources vary according to the depths and temperatures. The use of geothermal heat is classified into:• Power generation;• Direct use;• Ground source heat pumps.

Some important usage of geothermal heat currently present in the market are for power generation, district heating and cooling, industrial processing, greenhouses, de-icing, and spa baths.

Economically, geothermal power business resembles oil and gas industry rather than to other renewable energy business because the geothermal resources need to be discovered, drilled, and extracted.

Similar to oil and gas resources, geothermal energy is a resource that requires exploration. The difference, however, is that once the oil and gas materials are found, they can be immediately exploited before being sold. Meanwhile for geothermal resources, even after the discovery and drilling processes, they cannot immediately

Energi panas bumi adalah salah satu sumber energi yang ramah lingkungan dan cocok untuk berbagai jenis penggunaan. Sumber daya ini dapat dikelompokan menurut jenis formasi batuan atau bentuk cairan dan suhunya, yaitu mulai dari 20°C hingga di atas 300°C. Hingga saat ini, belum ada konsensus umum tentang cara mengklasifikasi sumber daya dan produksi tenaga panas bumi. Pada dasarnya sumber daya panas bumi dibagi dalam dua kategori, yaitu entalpi tinggi dan entalpi rendah menurut kandungan energinya. Sumber daya entalpi tinggi di atas 150°C umumnya digunakan untuk membangkitkan tenaga listrik dengan siklus konvensional, sedangkan sumber daya entalpi rendah di bawah 150°C biasanya digunakan untuk pemanasan secara langsung maupun untuk pembangkit listrik dengan menggunakan siklus cairan biner.

Sumber energi dari pembangkit listrik dan panas bumi bervariasi menurut kedalaman dan suhu. Penggunaan sumber daya panas bumi diklasifikasikan menjadi tiga bagian:• Pembangkit listrik;• Penggunaan langsung;• Pompa panas bersumber dari tanah.

Pemanfaatan panas bumi terpenting yang saat ini ada di pasaran adalah untuk pembangkitan listrik, pemanasan dan pendinginan di suatu wilayah seperti kota, industri pengolahan, rumah kaca, pencairan salju/es, dan mandi spa.

Secara ekonomi, bisnis pembangkit listrik tenaga panas bumi lebih menyerupai industri minyak atau gas dibandingkan dengan bisnis energi terbarukan lainnya. Hal tersebut karena sumber daya panas bumi perlu dicari terlebih dahulu, lalu dibor untuk kemudian diekstrak.

Seperti halnya sumber daya minyak dan gas bumi, energi panas bumi merupakan sumber daya yang juga memerlukan eksplorasi. Perbedaannya adalah bahwa setelah sumber minyak atau gas ditemukan, maka bisa langsung diproduksi dan kemudian dijual. Namun untuk sumber daya panas bumi, bahkan setelah penemuan

Sumber: Joint Research Centre (European Commission)Source : Joint Research Centre (European Commission)

Sumber: GeodynamicsSource : Geodynamics

Gambar 1. Diagram suhu air panas bumi dan uap yang cocok untuk berbagai penggunaan (Lindal, 1973)Figure 1. Temperature of geothermal water and steam suitable for various application (Lindal, 1973)

Greenhouses



generate returns on investment until the construction is completed and connected to the power grid. Thus, there would be a significant delay before revenues can be realized.

The cost of geothermal development can hardly be predicted due to the uncertainty in geothermal drilling. In general, the cost of geothermal drilling is the main obstacle in the development of geothermal energy. The drilling cost of a low-temperature geothermal project is typically around 10 - 20% of the total cost of development, while for high-temperature geothermal field it is usually in the range of 20 - 50% of the total costs.

For more than four decades, geothermal industry has expanded rapidly and has commercially produced on hundreds of MW around the world, both for power generation and for direct use. Compared to conventional energy sources and other renewable energy sources, geothermal energy is more competitive because of several features:

• It can be operated continuously, without constraints such as weather conditions;

• It is an energy source that is reliable, safe, and does not require fuel storage or transportation;

• It is efficient and competitive;• It is an indigenous source of energy that reduces the demand for imports

of fossil fuel;• It has an inherent storage capability and is suitable for base-load demand;

• It has high positive impact on the environment by eliminating the combustion of fossil fuels;

Several studies have shown the economic and industrial potential of geothermal energy as well as its environmental risks (e.g., CO2 and SO2 emissions, thermal pollution of seawater). Some indicates that geothermal water used for bathing, cooking, and space heating by the Romans, Japanese, Turks, Icelanders, Central Europeans and the Maori of New Zealand.

dan pengeboran, sumber panas bumi tidak segera mampu menghasilkan laba atas investasi sampai selesai dibangun pembangkit listrik yang cocok dan tersambung ke jaringan listrik. Dengan demikian, ada penundaan yang signifikan sebelum pendapatan dapat terealisasi.

Biaya pengembangan energi panas bumi sangat sulit diprediksi karena ketidakpastian dalam pengeboran. Secara umum, biaya pengeboran panas bumi merupakan kendala utama dalam pengembangan energi terbarukan panas bumi. Faktanya biaya pengeboran panas bumi suhu rendah biasanya sebesar 10-20% dari total biaya pembangunan, sedangkan untuk pembangkit listrik panas bumi suhu tinggi biasanya berkisar 20-50% dari total biaya.

Industri panas bumi telah berkembang sangat pesat dan telah diproduksi secara komersial pada skala ratusan Mega Watt (MW) di seluruh dunia selama lebih dari empat dekade terakhir, baik untuk pembangkit tenaga listrik maupun untuk penggunaan langsung. Ada beberapa fitur positif dari energi panas bumi yang membuatnya kompetitif dibandingkan dengan sumber energi konvensional maupun sumber energi terbarukan lainnya. Beberapa fitur tersebut adalah:• Tidak seperti sumber energi terbarukan lainnya, pembangkit listrik panas

bumi dapat dioperasikan secara terus menerus, tanpa kendala yang disebabkan oleh kondisi cuaca;

• Merupakan sumber energi yang handal dan aman serta tidak memerlukan penyimpanan bahan bakar maupun transportasi bahan bakar;

• Efisien dan kompetitif dibandingkan dengan sumber energi konvensional;• Merupakan sumber energi lokal sehingga dapat mengurangi permintaan

terhadap impor bahan bakar fosil.• Memiliki penyimpanan energi yang melekat (inherent) dan paling cocok

untuk kebutuhan beban dasar listrik;• Memiliki dampak positif yang tinggi terhadap lingkungan dengan

mengganti pembakaran bahan bakar fosil

Beberapa studi telah menunjukkan potensi ekonomi energi panas bumi serta dampaknya terhadap lingkungan sekitarnya (seperti emisi CO2 dan SO2, polusi panas dan air laut). Beberapa menunjukkan penggunaan panas bumi untuk mandi, memasak dan pemanas ruangan oleh orang-orang Romawi, Jepang, Turki, Islandia, Eropa Tengah dan Maori di Selandia Baru.

Daya Saing Energi Panas BumiCompetitiveness of Geothermal Energy

Dampak lingkungan harus benar-benar diperhatikan dalam pemanfaatan sumber daya panas bumi, termasuk emisi gas berbahaya, polusi suara, kualitas dan penggunaan air, pemakaian lahan, dan dampaknya pada fenomena alam, termasuk atas satwa liar dan tumbuhan. Manfaat terhadap lingkungan dari energi terbarukan dapat diketahui dengan membandingkannya terhadap sumber energi tidak terbarukan, misalnya pembangkit listrik tenaga batu bara. Yang terakhir ini dapat menghasilkan sekitar 25 kali lebih banyak emisi karbondioksida (CO2) dan sulfur dioksida (SO2) per MWh.

Meskipun demikian, kandungan hidrogen sulfida (H2S) dari pembangkit listrik panas bumi harus secara teratur dirawat dan dikonversi menjadi unsur sulfur karena sekitar 0,08 kg H2S bisa dihasilkan dari setiap MWh listrik yang diproduksi. Namun, jumlah ini masih jauh lebih baik dibandingkan pembangkit listrik berbahan bakar minyak bumi dan pembangkit berbahan bakar gas alam, yang masing-masing bisa menghasilkan 814 kg dan 550 kg H2S per MWh. Manfaat lingkungan dan ketahanan energi panas bumi untuk menghasilkan listrik jika dibandingkan dengan pembangkit listrik berbahan bakar minyak dan batu bara jelas menunjukkan penurunan signifikan emisi CO2, SO2, dan H2S disertai penggunaan air tawar yang sangat rendah.

Environmental impacts such as emission of harmful gases, noise pollution, water use and quality, land use, and impacts on natural phenomena, including wildlife and vegetation, must be considered when utilizing geothermal resources. The environmental advantages of renewable energy can be determined by comparing it with non-renewable energy, for instance, a coal-fired power plant. The latter can produce about 25 times more of carbon dioxide (CO2) and sulfur dioxide (SO2) emissions per MWh.

Nevertheless, the content of hydrogen sulphide (H2S) from geothermal power plants should also regularly be treated and converted to elemental sulfur since about 0.08 kg of H2S may be generated from each MWh of available power. Nonetheless, this figure is significantly lower than oil-fired power plant and natural gas-fired plant, where each generates 814 kg and 550 kg of H2S per MWh, respectively. The environmental benefits and sustainability of geothermal energy for electricity production clearly showed a significant reduction in emissions of CO2, SO2, and H2S as well as the very low usage of fresh water compared to oil and coal-fired power plants.

Energy SourcesEnergy Sources

In Kg/MWh In L/MWh

CO2 SO2 H25 Fresh Water UsedFresh Water Used

BatubaraCoal 994 4,21 - 1370

Minyak & Gas BumiOil & Gas 893 (559) - 814 (550) 1170

Energi Panas BumiGeothermal 40 - 120 0,16 0,08 20

Sumber: Energies ReviewSource : Energies Review

Tabel 1. Perbandingan emisi berbahaya dan penggunaan air bersih dari beberapa sumber energiTable 1. Comparison of harmful emissions and fresh water usage from different energy sources

Gambar 2. Porsi Panas Bumi untuk Pembangkit Listrik di 10 Negara Teratas DuniaFigure 2. Geothermal Share of Electricity Generation in Top 10 Countries

Sumber: Earth Policy InstituteSource : Earth Policy Institute

IslandiaIceland

KenyaKenya

El SavadorEl Savador

FilipinaPhilippines

Kosta RikaCosta Rica

Selandia BaruNew Zealand

Papua NuginiPapua New Guinea

NikaraguaNicaragua

GuadeloupeGuadeloupe

IndonesiaIndonesia

PersenPercent0 5 10 15 20 25 30



The first commercially generated electricity using geothermal energy was developed in Italy a century ago with a capacity of 250 kWe. Then it followed by: a similar plant in Wairakei (New Zealand) in 1958; an experimental plant in Pathe (Mexico) in 1959; the first commercial plant in The Geysers (United States) in 1960, and in Matsukawa (Japan) in 1966. All of these early plants used the steam obtained directly from the earth (i.e. dry steam fields), except for New Zealand, the first country to use flashed or separated steam to run turbines.

Using a 3 MWe non-condensing turbine, Iceland produced the first power in Namafjall (Northern Iceland). These were followed by plants in El Salvador, China, Indonesia, Kenya, Turkey, Philippines, Portugal (Azores), Greece and Nicaragua in the 1970s and 1980s. Iceland is widely known as the most successful country in the world for geothermal energy development. With just over 300,000 residents, the country is fully powered by various forms of renewable energy, and it is the highest ranked country in terms of electricity generation using geothermal resources.

Meanwhile, the technology of geothermal exploration has been developing rapidly and has a great potential to extract thermal energy at the core of the earth. The direct use of geothermal energy for heating is also commercially competitive compared to conventional energy sources. The use of geothermal heat pumps has an environmental advantage by significantly reducing CO2 emission compared to fossil-fueled boilers by at least 50%. Having said that, renewable energy sources can make a significant contribution to mitigate climate change by reducing fossil fuel usage.

Typically, we would avoid the need for heat storage in the utilization of geothermal energy such as desalination power generator. Fortunately, the output of geothermal energy sources are generally stable compared to other renewable energy sources, such as solar and wind. Geothermal power plant is not affected by climate and season, thus it can be operated at a constant load day and night throughout the year. Several studies have proven that soil temperature at a certain depth is relatively constant throughout the year. Ground zones can be grouped into three; surface, shallow, and deep, with geothermal energy sources that are classified according to temperatures measured as low (<100°C), medium (100-150°C) and high (>150°C).

Energi panas bumi untuk pembangkit listrik pertama kali digunakan di Italia satu abad yang lalu dengan mengoperasikan pembangkit listrik komersial (250 kWe). Hal ini lalu diikuti oleh pembangkit serupa di Wairakei, Selandia Baru tahun 1958; pembangkit eksperimental di Pathe, Meksiko tahun 1959; pembangkit komersial pertama di atas air panas (geyser) di Amerika Serikat tahun 1960, dan di Matsukawa, Jepang, tahun 1966. Semua pembangkit awal ini menggunakan uap langsung dari bumi (yaitu lapangan uap kering), kecuali di Selandia Baru yang merupakan pembangkit pertama menggunakan uap bertekanan tinggi atau uap dipisahkan untuk menggerakan turbin.

Islandia pertama kali memproduksi listrik di Namafjall (Utara Islandia) menggunakan turbin non-kondensasi 3 MW. Hal ini lalu diikuti oleh pembangkit di El Salvador, Cina, Indonesia, Kenya, Turki, Filipina, Portugal (Azores), Yunani dan Nikaragua pada 1970-an dan 1980-an. Islandia secara luas dipandang sebagai negara tersukses dalam pengembangan energi panas bumi. Dengan hanya sekitar 300 ribu penduduk, negara ini sepenuhnya ditopang oleh bentuk-bentuk energi terbarukan untuk memproduksi listrik, dan merupakan negara peringkat teratas dalam hal pembangkitan listrik menggunakan tenaga panas bumi.

Sementara itu, teknologi eksplorasi panas bumi telah berkembang pesat dan memiliki potensi besar untuk mengekstrak energi utama dari panas yang tersimpan di bawah permukaan bumi. Penggunaan langsung energi panas bumi untuk pemanasan juga kompetitif secara komersial bila dibandingkan sumber energi konvensional lainnya. Penggunaan pompa panas bumi memiliki keuntungan bagi lingkungan dengan mengurangi emisi CO2 secara signifikan bila dibandingkan dengan pemanas berbahan bakar fosil hingga 50%. Sumber energi terbarukan memberi kontribusi yang signifikan kepada usaha-usaha mitigasi perubahan iklim dengan mengurangi penggunaan bahan bakar fosil.

Pada dasarnya, pengembang akan menghindari kebutuhan untuk menyimpan panas dalam pemanfaatan energi panas bumi. Keuntungan sumber daya panas bumi adalah bahwa memiliki output yang pada umumnya stabil dibandingkan dengan sumber energi terbarukan lainnya seperti tenaga surya dan angin. Pembangkit tenaga panas bumi tidak tergantung pada iklim dan musim sehingga dapat beroperasi dengan beban konstan pada siang dan malam hari sepanjang tahun. Beberapa studi telah membuktikan bahwa suhu tanah pada kedalaman tertentu relatif konstan sepanjang tahun. Zona tanah dapat dikelompokkan menjadi tiga, yaitu permukaan, dangkal dan dalam, dengan sumber energi panas bumi yang diklasifikasikan dalam hal suhu diukur sebagai rendah (<100°C), menengah (100-150°C) dan suhu tinggi (>150°C).

Aspek Teknis dari Energi Panas BumiTechnical Aspects of Geothermal Energy

Sumber: Geodynamics; the economistSource : Geodynamics; the economist

Gambar 3. Sistem panas bumiFigure 3. Gheothermal systems

Geothermal Heat Processing and TechnologyThe majority of geothermal projects use a mixture of steam and hot water that requires a single or double separator system to separate the hot water. In general, high enthalpy geothermal field only exists in areas with volcanic activity (other fields contain a low or medium enthalpy resources). The geothermal power plants currently available are based on four technology options (Long et al, 2003).

Pengolahan Panas Bumi dan TeknologinyaSebagian besar proyek panas bumi menggunakan campuran uap dan air panas yang membutuhkan sistem pemisah tunggal atau ganda untuk memisahkan air panas. Secara umum, lapangan panas bumi entalpi tinggi hanya ada di daerah dengan aktivitas vulkanik, sedangkan yang lainnya merupakan lapangan sumber daya entalpi rendah atau menengah. Pembangkit listrik panas bumi pada umumnya terdiri dari empat pilihan teknologi (Long et al, 2003):

Islandia dengan penduduk hanya sekitar 300 ribu orang menghasilkan sekitar 600 MW dari panas bumi (sekitar 50% dari produksi di Indonesia dengan penduduk 240 juta jiwa).

Iceland, with a population of about 300k people generates 600MW of geothermal energy; about 50% of what Indonesia generates with a population of 240m people.

INSULATINGSEDIMENTARY

ROCKS

Hot Granite fractures

h

b

4,5km



Dry steam plantsDry steam generators typically use condensing turbines. The condensate is being re-injected back (close cycle) or evaporated in wet cooling towers. Usually, these plants have a capacity of around 50 to 60 MWe, although currently 110 MWe plants already exist and are in operating (EGEC, 2009).

Flash plantsSimilar with dry steam plants, geothermal flash plants are used to extract energy from high enthalpy resources. However, the steam is obtained from a separation process (flashing). The steam is then directed to the turbines and the resulting condensate are then re-injected (further flashing) at a lower pressure. The fluid fraction from the separators and the steam condensate (except for the condensate that evaporated in the wet cooling system) is usually re-injected back into reservoir (Fig. 5). The typical size of flash plants are between 2 to 45 MWe.

Binary plantsBinary plants are usually applied to low or medium enthalpy geothermal fields where the resource fluid is used to heat the process fluid by using heat exchangers in a close cycle . The process fluid such as ammonia/water mixtures used in kalina cycles or hydrocarbons used in organic Rankine cycles (ORC) has physical properties (i.e. boiling and condensation points) that match the geothermal resource temperature.For binary plants, the exhaust resource fluids are often re-injected into the ground with the entire original constituents. Therefore, these plants exclude discharge technologies (Fig. 6). The typical size of binary plants is below 5 MWe.

Combined-cycle or hybrid plantsGeothermal power plants in New Zealand and Hawaii used traditional rankine cycles at the top end and binary cycles at the bottom end (Fig. 7). The two consecutive cycles provide relatively high electrical efficiency. The typical size of combined-cycle plants range from just a few up to 10 MWe.

Pembangkit uap keringPembangkit uap kering biasanya menggunakan turbin kondensasi. Kondensat disuntikkan kembali (siklus tertutup) atau diuapkan di menara pendingin basah. Biasanya, pembangkit panas bumi ini memiliki kapasitas antara 50 hingga 60 MWe, meskipun saat ini pembangkit 110 MWe telah ada dan beroperasi.

Pembangkit pemisahSeperti pembangkit uap kering, pembangkit pemisah panas bumi digunakan untuk mengekstrak energi dari sumber panas bumi entalpi tinggi, dimana uap diperoleh dari proses pemisahan (flashing). Uap ini kemudian diteruskan ke turbin dan kondensat yang dihasilkan kemudian diinjeksi kembali atau lanjut dipisahkan di bawah tekanan yang rendah. Fraksi cairan yang keluar dari pemisah, sebagaimana juga kondensat uap (kecuali untuk kondensat yang menguap dalam sistem pendinginan basah) biasanya disuntikkan kembali kedalam reservoir (Gambar 5). Ukuran pembangkit pemisah (flash) biasanya antara 2 hingga 45 Mwe.

Pembangkit binerPembangkit biner biasanya diterapkan untuk lapangan panas bumi entalpi rendah atau menengah dimana cairan sumber fluida digunakan untuk memanaskan Sumber: ETSAP cairan proses dalam suatu putaran tertutup melalui alat penukar panas. Cairan proses (misalnya: campuran ammonia/air yang digunakan di siklus kalina atau hidrokarbon yang digunakan di siklus organik rankine, ORC) memiliki sifat fisik (yaitu titik didih dan titik kondensasi) yang lebih cocok untuk suhu sumber daya panas bumi. Untuk pembangkit biner, cairan buangan (exhaust resource fluids) seringkali disuntikkan kembali ke dalam tanah bersamaan dengan seluruh kandungan awalnya. Oleh karena itu, pembangkit ini merupakan teknologi yang benar-benar tanpa pembuangan (discharge) (Gambar 6). Ukuran pembangkit biner ini biasanya adalah di bawah 5 MWe.

Pembangkit siklus gabungan atau hibridaPembangkit listrik panas bumi di Selandia Baru dan Hawaii menggunakan siklus rankine tradisional di ujung atas dan siklus biner di bawah akhir (Gbr. 7). Dengan dua siklus secara berurutan memberikan efisiensi listrik yang relatif tinggi. Biasanya ukuran pembangkit siklus gabungan ini berkisar antara beberapa MW hingga 10 MWe.

Sumber: ETSAPSource : ETSAP



Gambar 4. Pembangkit listrik panas bumi uap langsungFigure 4. Direct steam geothermal power generation

Gambar 5. Pembangkit listrik panas bumi pemisahFigure 5. Flash geothermal power plant

Gambar 6. Pembangkit listrik panas bumi siklus binerFigure 6. Binary cycle geothermal power plant

Gambar 7. Pembangkit listrik panas bumi hibridaFigure 7. Hybrid geothermal power plant” untuk Figure 7


Pemerintah dapat mengontrol pengembangan & memiliki 100% sumber daya dan pembangkit atau harus bergantung sepenuhnya kepada sektor swasta untuk mengembangkan potensi sumberdaya panas bumi.

Governments can either control development & own 100% of resource and power plants or they have to rely solely on the private sector to develop geothermal potential.

Two-phase Fluid

Steam 24 bar

Steam Vent

15 MW Steam T/G

LP steam 0,5 bar

2x4 MWLP SteamBinary Unit

Air CooledCondenser

Air CooledCondenser

Circ Pump

Circ Pump

Reinjection

CondensateDischarge

NCG Discharge

Hi Exch

Hi Exch

Steam Scrubber

Sep. Water 24 bar

Sep. Water Holding Tank

SeparatorPlant

Production Wells

24 bar

Geothermal Reservoir

Cooling Tower

Condenser

Brine

Turbine



Geothermal SystemsThe classification of geothermal systems and reservoirs can be based on several aspects such as reservoir temperature or enthalpy, nature and geological setting, as well as the physical state of the fields. Axelsson (2008) and Saemundsson et al. (2009) have narrowed down the grouping based on those three aspects, namely high temperature (>200°C) or low temperature (<150°C) system, liquid-dominated system or vapor-dominated system (or two phases system), and high enthalpy (>800 kJ/kg) or low enthalpy (<800 kJ/kg) system.

Geothermal systems can also be classified according to the nature and geological setting of the fields:1. Volcanic systems are related to a volcanic activity. The heat sources of the

systems are magma or hot intrusions. They are most often located inside, or close to, volcanic complexes such as calderas and/or heat spreading centers. Fault zones and permeable fractures primarily controll the flow of water in the volcanic systems.

2. The heat source of a convective fracture controlled systems is the heat crust at a depth that is tectonically active regions with the heat flow above average. To extract heat from rocks, geothermal water is circulated into a considerable depth (> 1 km), mostly through a vertical fracture.

3. Sedimentary systems found in many major sedimentary basins in the world. These systems exist because of the presence of permeable sedimentary layers at > 1 km depth and above-average geothermal gradients (> 30°C/km). Naturally, this system is conductive instead of convective, though the faults and fractures play some role in several cases. Some convective systems can even be embedded in sedimentary rocks.

4. Geo-pressured systems are analogous sedimentary system to geo-pressured oil and gas reservoir where the fluid trapped in stratigraphic traps may have pressures close to the lithostatic values. This kind of system is generally deep enough to be categorized as geothermal.

5. Hot dry rock (HDR) or enhanced (engineered) geothermal systems (EGS) is composed of many rocks that have been heated to a sufficient temperature by volcanism or a high heat flow but has very low permeability or almost water proof. In that sense, they cannot be exploited conventionally. However, a number of experiments have been conducted in several locations using hydro-fracturing to create artificial reservoir in the system, or to enrich existing fracture network. These systems will be mainly used through a combination of production and reinjection wells.

6. Shallow resources refer to the thermal energy stored near the surface of the earth’s crust. Recent developments in the application of ground source heat pumps created a new dimension in utilizing these resources.

Sistem Panas BumiPengelompokan sistem dan reservoir panas bumi didasarkan pada beberapa aspek seperti suhu atau entalpi reservoir, keadaan dan sifat alamiah batuan (geologi), serta keadaan fisik lapangan panas bumi. Axelsson (2008) dan Saemundsson dkk. (2009) mengklasifikasikannya berdasarkan pada tiga aspek, yaitu sistem suhu tinggi (>200°C) atau suhu rendah (<150°C), dan sistem yang didominasi cairan atau sistem yang didominasi uap (atau sistem dua-fase), dan sistem entalpi tinggi (> 800 kJ/kg) atau entalpi rendah (<800 kJ/kg).

Sistem panas bumi juga dapat diklasifikasikan berdasarkan sifat dan keadaan geologi sebagai berikut:1. Sistem volkanis berkaitan dengan aktivitas gunung berapi. Sumber panas

untuk sistem tersebut merupakan intrusi panas atau magma. Sistem ini sering kali terletak di dalam, atau dekat dengan, kompleks vulkanik seperti kaldera dan/atau pusat-pusat penyebaran panas. Yang terutama mengendalikan aliran air di dalam sistem volkanik adalah rekahan atau retakan yang dapat ditembus air dan zona sesar/patahan.

2. Sumber panas dari sistem yang dikendalikan oleh rekahan konvektif adalah kerak panas di kedalaman yang secara tektonik merupakan daerah aktif, dengan aliran panas diatas rata-rata. Di sini air dialirkan ke kedalaman yang cukup jauh (>1 km), sebagian besar melalui patahan vertikal, untuk mengekstrak panas dari batuan.

3. Sistem sedimen ditemukan di banyak cekungan sedimen utama di dunia. Sistem ini ada karena keberadaan lapisan sedimen tembus air di kedalaman yang sangat dalam (>1 km) dan di atas rata-rata kenaikan panas bumi (>30°C/km). Secara alamiah, sistem ini bersifat konduktif bukan konvektif, meskipun patahan dan sesar memainkan peranan dalam beberapa kasus. Beberapa sistem konvektif bahkan tertanam di dalam batuan sedimen.

4. Sistem geo-pressured adalah sistem sedimen yang analog dengan reservoir geo-pressured minyak dan gas dimana fluida terjebak di dalam perangkap stratigrafi yang mungkin memiliki tekanan yang dekat dengan nilai-nilai litostatik. Sistem seperti ini umumnya cukup dalam sehingga mereka dikategorikan sebagai panas bumi.

5. Sistem batu panas kering atau panas bumi yang direkayasa (Enhanced geothermal systems/ EGS) terdiri dari banyak batuan yang telah dipanaskan sampai suhu yang cukup oleh vulkanisme atau oleh aliran panas tinggi, namun memiliki permeabilitas rendah atau hampir kedap air. Oleh karena itu, sistem ini tidak dapat dieksploitasi secara konvensional. Percobaan telah dilakukan di beberapa lokasi menggunakan rekahan-hidro untuk membuat reservoir buatan, atau dengan memperkaya jaringan rekahan yang sudah ada. Sistem seperti ini terutama akan dieksploitasi melalui kombinasi pasangan sumur produksi dan reinjeksi.

6. Sumber daya dangkal mengacu pada energi panas yang tersimpan dekat dengan permukaan kerak bumi. Penerapan pompa panas sumber tanah telah membuka dimensi baru dalam pemanfaatan sumber daya ini.

Gambar 8. Skema tiga jenis utama sistem panas bumiFigure 8. Schematic figures of the three main types of geothermal systems

Pengembangan Energi Panas BumiThe Development of Geothermal Energy

The development of geothermal power generation has an objective to reduce CO2 emission from the power system by promoting its benefit including economically and environmentally friendly. Geothermal power plants are designed and built to minimize potential impacts on the environment such as wildlife and vegetation. A thorough environmental review is fully required before starting the construction of generators. Subsequent monitoring and mitigation of environmental impact continues throughout the life of the plant.

Pengembangan pembangkit listrik panas bumi memiliki tujuan untuk mengurangi emisi CO2 dari sistem ketenagalistrikan dengan mempromosikan penggunaan pembangkit listrik panas bumi yang ekonomis dan ramah lingkungan. Pembangkit listrik panas bumi dirancang dan dibangun untuk meminimalkan potensi dampak lingkungan seperti pada satwa liar dan tanaman. Diperlukan tinjauan lingkungan yang menyeluruh sebelum memulai pembangunan fasilitas pembangkit. Pemantauan lanjutan dan mitigasi dampak lingkungan terus dilakukan sepanjang hidup pembangkit.

a connective fracture controlled system

a volcanic system

a sedimentary

(a)

(a)

(a)


Magma/intrusions

Permeable layer



The development of a large-scale geothermal power generator is generally limited to tectonically active areas such as regions near plate boundaries, mantle plumes or hot spots, and rift zones. These active and high heatflow regions include countries around the ‘Ring of Fire’, such as Japan, Indonesia, Philippines, Central America, New Zealand, and the US West Coast, while the rift zones include Iceland and East Africa. For the next few decades, these regions are the most promising areas for the development of geothermal energy.

The design of geothermal power plant gives minimum visible impacts by adjusting the usage of land with the available field. These plants usually consist of small modular plants below 100 MWe, which is much smaller compared to coal or nuclear power plants of around 1,000 MWe. The geothermal facilities typically use 400 square meters of land per GWh, which is also much smaller when compared to coal facilities that use larger areas nearly ten times per GWh or a wind farm that uses three times the area to generate the same power. The downside is that the subsidence and induced seismicity (i.e. earthquakes) are the two issues of land that must be properly addressed for liquid withdrawls from the ground. Nevertheless, this can usually be overcome by injecting fluid back into to the same reservoir.

Pengembangan pembangkit listrik panas bumi dalam skala besar umumnya terbatas hanya pada daerah tektonik aktif seperti daerah dekat batas lempeng, bulu mantel atau hot spot, dan zona keretakan. Daerah aktif dan wilayah aliran panas tinggi ini meliputi negara-negara di sekitar ‘ring of fire’ seperti Jepang, Indonesia, Filipina, Amerika Tengah, Selandia Baru, dan Pantai Barat Amerika Serikat, sedangkan zona keretakan seperti Islandia dan Afrika Timur. Hingga beberapa dekade ke depan, daerah ini merupakan tempat yang paling menjanjikan untuk pengembangan energi panas bumi.

Desain pembangkit listrik panas bumi biasanya berbaur dengan lanskap yang berdekatan dan dengan pemakaian tanah dan dampak visual yang minimum. Pembangkit ini biasanya terdiri dari modular kecil di bawah 100 MWe, jauh lebih kecil apabila misalnya dibandingkan dengan pembangkit batubara atau pembangkit nuklir di kisaran 1.000 MWe. Fasilitas pembangkit panas bumi biasanya menggunakan 400 meter persegi tanah per GWh, yang juga jauh lebih kecil bila dibandingkan dengan fasilitas batubara yang menggunakan area yang lebih besar hampir sepuluh kali lipat per GWh maupun dengan sebuah pembangkit listrik tenaga angin yang menggunakan tiga kali luas tanah untuk membangkitkan listrik yang sama besar. Sisi negatifnya adalah bahwa subsidence dan induksi seismik (yaitu gempa bumi) adalah dua isu yang harus benar-benar diperhatikan pada saat mengambil cairan dari tanah. Meskipun demikian, hal ini biasanya dapat diatasi dengan menyuntikkan cairan kembali ke reservoir yang sama.

Types of Geothermal WellsThe different types of geothermal wells are as follows:1. Temperature gradient wells are generally both slim and quite shallow.

Usually it is only about 50 meters deep although in some cases it can reach down to several hundred meters. The main objective of this well is to study the shallow temperature conditions (temperature gradient) and estimate the heat flow. In contrast to other geothermal wells, this well can be classified as an exploration tool on the surface. Its use has been very effective for the exploration of fracture controlled low-temperature geothermal resources in Iceland, particularly for its hidden geothermal systems.

2. Exploration wells are deeper wells which are intended to achieve a specific target by extending the depth of geothermal systems being explored. Its main objective is to study the conditions of temperature, permeability, and the chemical of the target. There are two forms of exploration wells: (1) slim wells with a diameter of less than 15 cm which are drilled only to determine the depth of the target; (2) full diameter wells which are designed to be production well. The first can be used to estimate the capacity of production wells while the latter is drilled to reach the target. The second can be converted into a production well, but only if the exploration is successful. Slim wells are of course considerably less expensive than full diameter wells and can be considered to be more appropriate when the risks involved are relatively high.

3. Production wells are wells drilled with the sole purpose of enabling the production of geothermal energy from a specific target or a geothermal reservoir (in the form of hot liquid, two-phase mixture, or steam). The design of the well is very important, both to ensure spontaneous discharge through the boiling reservoir (high temperature reservoir) and for the application of down-hole pump (lower temperature reservoir).

4. Step-out wells can be either exploration or production wells. They were drilled to investigate the extent of geothermal reservoirs which have already been confirmed. Step-out wells can be drilled either around/close to the edge/at the boundary of a reservoir or drilled beyond the edge. Numerous step-out wells in different directions may be necessary if the reservoir is in an extensive field.

5. Make-up wells are production wells drilled inside an already confirmed reservoir being utilized for energy production, to make up for production loss caused by damages (collapse, scaling, etc.) or declining capacity.

Jenis-jenis Sumur Panas BumiBerbagai jenis sumur panas bumi diuraikan secara singkat berikut ini.1. Sumur dengan gradasi suhu pada umumnya cukup ramping dan dangkal,

paling sering hanya di kedalaman sekitar 50 m, meskipun dalam beberapa kasus dapat mencapai kedalaman hingga beberapa ratus meter. Tujuan utama sumur ini adalah untuk mempelajari kondisi suhu dangkal (gradasi temperatur) dan perkiraan aliran panasnya. Berbeda dengan sumur panas bumi lainnya pengeboran sumur gradasi suhu sebenarnya dapat diklasifikasikan sebagai alat eksplorasi permukaan. Penggunaannya sudah sangat efektif untuk eksplorasi sumber daya panas bumi suhu rendah yang dikendalikan oleh rekahan di Islandia, terutama atas sistemnya yang tersembunyi.

2. Sumur eksplorasi adalah sumur yang lebih dalam yang dimaksudkan untuk memperluas kedalaman sistem panas bumi yang sedang dieksplorasi, yaitu untuk mencapai target tertentu. Tujuan utamanya adalah untuk mempelajari kondisi suhu, permeabilitas dan kondisi kimia dari target. Ada dua bentuk sumur eksplorasi: (1) berupa sumur ramping dengan diameter kurang dari 15 cm yang dibor hanya untuk mengetahui kedalaman sasaran. (2) sumur yang dirancang sebagai sumur produksi dengan diameter penuh. Yang pertama dapat digunakan untuk memperkirakan kapasitas sumur produksi yang kemudian dibor untuk mencapai target. Yang terakhir ini dapat diubah menjadi sumur produksi, namun hanya jika eksplorasi ini berhasil. Sumur yang ramping tentu saja jauh lebih murah dibanding sumur diameter penuh dan dapat dianggap lebih tepat jika risiko yang terlibat relatif besar.

3. Sumur produksi adalah sumur yang dibor dengan tujuan tunggal untuk memungkinkan produksi energi panas bumi dari target tertentu atau dari reservoir panas bumi (berupa cairan panas atau uap, atau campuran dua fase). Desain sumur ini sangat penting, baik untuk memastikan debit spontan melalui reservoir didih (reservoir suhu tinggi) atau untuk penggunaan pompa lubang bawah (reservoir suhu yang lebih rendah).

4. Sumur step-out bisa berupa sumur eksplorasi atau produksi yang dibor untuk menyelidiki sejauh mana reservoir panas bumi yang telah dikonfirmasi. Sumur step-out dibor di sekitar atau mendekati tepi atau batas dari reservoir, atau dibor di luar batasnya. Sejumlah sumur step-out dengan arah yang berbeda mungkin diperlukan jika reservoir-nya sangat luas.

5. Sumur perbaikan adalah sumur produksi yang dibor di dalam reservoir yang sudah dikonfirmasi untuk memproduksi energi. Sumur ini dibor untuk memperbaiki sumur produksi baik yang hilang karena kerusakan (runtuh, saat pembersihan kerak, dll) atau untuk memperbaiki kapasitas sumur yang menurun.

Sumber: Australian Reporting Codesource : Australian Reporting Code

Geothermal Resources Geothermal Reserve

Inferred Indicated Meassured Probable Proven

Commerciality Commerciality not yet established. Probably feasible with current or future technology, prevailing and/or more favourable market condiitions

Commercial. Feasible with existing technology and prevailing market conditions

Definition

The recoverable thermal energy with and area/volume that has enough direct indicators of Geothermal resources character or dimensions to provide a sound basis for assuming that a body of thermal energy exists, estimating temperature and having some indication of extent.

The recoverable thermal energy within a more reliability characterised volume of rock than the inferred Geothermal resource. Sufficient indicators to charecterise temperature and chemistry, although with few direct measures indicating extent.

The recoverable thermal energy with a drilled and tested volume of rock within which well deliverability has been demonstrated, with sufficient indicators to characterise temperature and chemistry and with sufficient direct measurements to confirm the continuity of the reservoir.

The part of and indicated Geothermal Resource for which commercial production for the assumed lifetime of the project can be forecast, or : That part of a measured Geothermal Resource for which commercial production for the assumed lifetime of the project cannot be forecast with sufficient confidence to be considered a proven Geothermal Reserve. The change of occurence is ‘more likely than not’.

Applies directly to production satisfying all Modifying Factors. Directly related to that part of a Measure Geothermal Resource for which commercial production for the stated lifetime of the project can be forecast with a high degree of confidence.

Tabel 2. Ringkasan sumber daya dan cadanganTable 2. Summary of Geothermal’s Resources and Reserves



Phases of Geothermal Power DevelopmentGenerally, there are five phases in the development of geothermal energy:• Exploration and reconnaissance• Pre-feasibility• Feasibility• Detailed design and construction• Operations and maintenance

Preliminary

study

Appraisal s

tudy

Project Desig

n

Constructio

n

Operation

Year 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Reconnaissance Study

Reconnaissance Report

Decision on Field Exploration

Surface Exploration

Exploration Report

Decision on Exploratory Report

Exploration Drilling

Geoscientific Studies

Reservoir Evaluation

Report on Field Investigation

Prefeasibility Report

Decision on Appraisal Study

Appraisal Drilling


Well Testing

Fluid Chemistry

Feasibility Study

Feasibility Report

Decision on Project Design

Confirmation Drilling


Reservoir Modeling

Reservoir Design

Financial Evaluation

Decision to Construct

Tender Documents

Production Drilling


Reservoir Monitoring & Modeling

Plant Construction

Commissioning & Plant Operation

Operation & Construction Costs

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

6. Reinjection wells are used to return energy depleted fluid back into the geothermal system or even inject water from a different origin as supplemental recharge. The location of reinjection wells is variable as reinjection can either be applied inside a production reservoir, on its periphery, above/below/outside the main production field depending on conditions and the purpose of the reinjection.

7. Monitoring wells are used to monitor changes in geothermal systems (mainly after utilization starts) and mostly pressure/temperature changes. In most cases, these are existing wells, such as exploration wells or abandoned production wells. Active production wells are sometimes used for monitoring purposes (chemical content, temperature, and pressure). Carefully designed and comprehensive monitoring is the key to management success of geothermal resources during utilization. Monitoring wells are also used to monitor transport of chemicals, such as during tracer tests.

8. Unconventional wells are either wells of unconventional design or wells drilled into parts of geothermal systems generally not used for energy production. A good example is the well of the Iceland, in the deep drilling program (IDDP, 2010). The aim of the program is to drill down to 4–5 km depth at high-temperature volcanic systems, where supercritical fluid conditions were expected. The first IDDP well was, furthermore, drilled into magma at around 2 km depth, i.e. unconventional conditions.

Each type of well plays a role during different stages of geothermal development as can be seen in Table 3 (example of a geothermal development project plan in Iceland). The plan includes a subdivision of well categories. The success of geothermal development depends on a great extent of drilling success.

6. Sumur injeksi ulang digunakan untuk mengembalikan cairan yang kehabisan energi kembali masuk ke dalam sistem panas bumi yang bersangkutan atau bahkan untuk menyuntikkan air dari sumber yang berbeda sebagai resapan tambahan. Lokasi sumur reinjeksi bervariasi karena suntik ulang (reinjeksi) dapat dilakukan baik di dalam reservoir produksi, di pinggirannya, di atas atau di bawah atau di luar lapangan produksi utama, tergantung pada kondisi dan tujuan reinjeksi.

7. Sumur pantau digunakan untuk memantau perubahan sistem panas bumi, terutama setelah dimulai pemanfaatannya. Variabel yang dipantau umumnya adalah perubahan tekanan dan suhu. Dalam banyak kasus ini adalah sumur yang sudah ada, seperti sumur eksplorasi atau sumur produksi yang sudah ditinggalkan. Sumur produksi aktif kadang digunakan untuk tujuan pemantauan (kandungan kimia, suhu dan tekanan). Pemantauan yang komprehensif dan dirancang secara hati-hati merupakan kunci keberhasilan dalam pengelolaan sumber daya panas bumi selama masa pemanfaatan. Sumur pantau juga digunakan untuk memantau perpindahan bahan kimia, seperti saat pengujian penjejak (tracer).

8. Sumur tidak konvensional adalah sumur yang dirancang baik secara tidak umum atau sumur yang dibor ke bagian sistem panas bumi yang umumnya tidak digunakan untuk memproduksi energi. Contoh yang baik adalah sumur di Islandia dalam program pengeboran dalam (IDDP, 2010). Tujuan dari program ini adalah untuk menelusuri sistem vulkanik suhu tinggi di kedalaman 4-5 km, dimana diperkirakan terdapat kondisi fluida yang superkritis. Sumur IDDP pertama selanjutnya dibor hingga ke magma dengan kedalaman sekitar 2 km, suatu kondisi yang tentu saja tidak umum (konvensional).

Setiap jenis sumur memiliki peran di masing-masing tahap pengembangan energi panas bumi seperti terlihat pada Tabel 3, sebuah contoh rencana proyek pengembangan energi panas bumi di Islandia. Rencana tersebut juga mencakup rincian setiap jenis sumur. Keberhasilan pengembangan panas bumi sebagian besar tergantung pada keberhasilan pengeboran.

Fase Pengembangan Listrik Panas BumiSecara umum, ada 5 (lima) fase pengembangan energi panas bumi:• Eksplorasi dan penyelidikan• Pra-kelayakan• Kelayakan• Desain rinci dan pembangunan (konstruksi) • Operasi dan pemeliharaan

Sumber: Steingrímsson et al, 2005Source : Steingrímsson et al, 2005

Exploration and Reconnaissance PhaseThis phase is intended to determine the existence of geothermal resources and whether it can be exploited commercially. The activities include the collection and analysis of all available data about the geothermal field and the surrounding environment in order to determine the resources and the scope of subsequent exploration activities.

The field works required are include:• Geological mapping to recognize the

geological structure of the geothermal system;

• Geochemical analysis of fluids from the surface manifestations or shallow wells to get an indication of the reservoir’s temperature;

• Geophysical explorations, i.e. resistivity measurements, gravity and seismic profiling to get better understanding of subsurface features of the geothermal resource;

• Shallow drilling of exploration wells (typically 50-300 m) to measure temperature gradients in order to locate the up-flow zone of hot fluids in the geothermal reservoir.

This phase is very important because it can confirm the existence, exact location, and the potential of geothermal reservoirs, as well as the estimated costs. This phase is also expensive, reaching up to USD15 to 25 million per field, or approximately 10 percent of the total capital expenditure on new geothermal projects.

Tahap Eksplorasi dan PenyelidikanFase ini bertujuan untuk mencari keberadaan sumber panas bumi dan untuk memastikan apakah dapat dimanfaatkan secara komersial. Kegiatan ini mencakup pengumpulan dan analisis semua data yang ada tentang lapangan panas bumi dan lingkungan sekitarnya untuk menentukan sumber daya dan ruang lingkup kegiatan eksplorasi selanjutnya.

Pekerjaan lapangan yang biasanya dilakukan:• Pemetaan geologi untuk mengenal

struktur geologi dari sistem panas bumi;• Analisis geokimia cairan dari manifestasi

permukaan atau sumur dangkal untuk mendapatkan indikasi suhu reservoir;

• Eksplorasi geofisika, yaitu pengukuran resistivitas, gravitasi dan profil seismik untuk mendapatkan pemahaman yang

• lebih baik mengenai fitur bawah permukaan dari sumber daya panas bumi;

• Pengeboran dangkal sumur eksplorasi (biasanya 50-300 m) untuk mengukur gradasi suhu dalam rangka mencari zona up-flow cairan panas di reservoir panas bumi.

Fase ini sangat penting karena dapat mengkonfirmasi keberadaan, lokasi yang tepat, dan potensi reservoir panas bumi, serta estimasi biaya untuk mengaksesnya. Fase ini juga mahal, mencapai hingga USD15 hingga 25 juta per lapangan atau sekitar 10 persen dari total belanja modal suatu proyek panas bumi yang baru.

Tabel 3. Rencana proyek generik untuk pengembangan panas bumi yang diusulkan di Islandia pada tahun 1982Table 3. Generic project plan for phases of geothermal development proposed in Iceland in 1982.



Public Private

PreliminarySurvey

Yr 1

Early Stage Middle Stage Late Stage

Yr 2 Yr 3 Yr 4 Yr 5 Yr 6 Indicative Timeline

FieldDevelopment

Power PlantConstructionExploration Test Drilling O&M

1

2

3

8

4

5

6

7

A fully integrated single national public entity

Multiple national public operate in the upstream and power generation sector respectively

National & Municipal Public entities

Private Developers

Fully integrated JV partially owned by government

Public Entities

Public Entities

Public Entities

Private Developers

Private Developers

Private Developers

- Public utility company. Examples: Kenya (KenGen at Olkaria), Ethiopia, Costa Rica.

- Exploration, drilling and field development etc. are in the hands of different public entities.Exemples are Indonesia, New Zealand, and Mexico. In the Mexican OPF model a private company

constructs the power plant to be owned and operated by public utility.

- Several public and (sub) national government owned entities performing across the value chain. Successful implementation in Iceland, supported by public insurance schemes to

mitigate drilling risks.

- Vertically integrated IPPs performing geological survey, exploration drilling and plant construction. Examples are philippines (upcomingChevron project), Australia and Italy (Enel

Green Power).

- Joint venture approach in El Savador, where the geothermal developer, LaGeo is owned by Enel Green Power from Italy.

- Government offering fully drilled brown fields to the private sectors. Examples are Japan, Philippines BOT model, Kenya with the new GDC strategy, Indonesia, and Guatemala. In the lattet

three countries, production and sale of steam is separated from power generation.

- Government Funding the exploration program and the test drillings and offering the successfull field for private development. The model is used in US and for new IPP projects is

Turkey, New Zealand, Indonesia, and several other contries.

- Public entities perform limited exploration IPPs share the risks of further exploration and construction with government. Examples are US, Nicaragua, and recently Chile.

Pre - Feasibility PhaseThis phase is carried out after the exploration phase has produce positive results. It focuses on the exploration of some favorable locations. The typical activities include:• More focused geophysical exploration • Drilling of slim wells (+300 m)• Environmental impacts assessment

• Drilling of deep exploration well• Fluid chemical analysis• Production potential assessment• Analysis and reporting of pre-feasibility data

Feasibility PhaseIn this phase, the commercial value of geothermal resources will be obtained by the following activities:• Environmental impact assessment;• Drilling of production/injection wells;• Fluid sampling and chemical analysis;

• Feasibility data analysis and reporting;• Well testing and well logging;• Conceptual modeling;• Production potential assessment (reservoir

modeling);• Preliminary design of power plant and

surface equipment.

Design and ConstructionThis phase will be conducted after the geothermal project has been declared feasible both technically and financially. The power purchase agreement has also been agreed and financing has been secured. The project then progressed to a more detailed design and construction phase through the following activities:• Production/injection wells and drilling

platform design• Drilling of production/injection wells

• Infrastructure facilities design and civil works

Tahap Pra - KelayakanFase ini dilakukan setelah tahap eksplorasi memberikan hasil positif. Fase ini lebih fokus pada eksplorasi beberapa lokasi yang paling menguntungkan. Kegiatan ini biasanya meliputi:• Eksplorasi geofisika yang lebih terfokus• Pengeboran sumur yang ramping (+300 m)• Analisis mengenai dampak lingkungan

(AMDAL) • Pengeboran sumur eksplorasi yang dalam• Analisis kimia fluida• Penilaian potensi produksi panas bumi• Analisa dan laporan data pra-kelayakan

Tahap KelayakanPada fase ini, nilai komersial dari sumber daya panas bumi akan diperoleh melalui:• Analisis mengenai dampak lingkungan

(AMDAL);• Pengeboran sumur-sumur produksi/injeksi• Pengambilan sampel fluida dan analisis

kimiawi;• Analisa dan pelaporan data-data kelayakan;• Pengujian sumur dan well logging;• Pemodelan konseptual;• Penilaian potensi produksi (pemodelan

reservoir);• Desain awal dari pembangkit listrik dan

perlengkapan di permukaan.

Desain dan KonstruksiFase ini dilakukan setelah proyek panas bumi dinyatakan layak baik secara teknis maupun finansial, dalam hal ini perjanjian jual beli listrik telah tercapai dan pembiayaan telah diperoleh. Selanjutnya proyek memasuki tahap desain yang lebih rinci dan konstruksi dengan aktivitas sebagai berikut:• Desain platform sumur produksi/injeksi• Pengeboran sumur produksi/injeksi• Desain fasilitas infrastruktur dan pekerjaan

sipil• Desain rinci pembangkit dan sistem

pemupukan uap

• Detailed design of power plant and steam gathering system• Detailed design of power transmission lines and point of access determined• Service providers contracted for detailed design, engineering, procurement,

construction and project management• Construction of the power plant and facilities• Training of operators and commissioning.

Operations and MaintenanceAfter it becomes operation, geothermal power plants will begin to provide sustainable energy to the clients. If the plant is regularly maintained and accompanied with a responsible reservoir management and utilization, it will be able to provide renewable energyl ong-term into the future.

• Desain rinci jaringan transmisi listrik dan penentuan titik• sambung (point of access)• Mengontrak penyedia jasa atas desain rinci, rekayasa, pengadaan,

manajemen proyek dan konstruksi• Pembangunan pembangkit listrik dan fasilitasnya• Pelatihan bagi operator dan mulai beroperasi.

Operasi dan PemeliharaanSetelah beroperasi, PLTP akan mulai mengalirkan energi yang berkelanjutan kepada konsumen. Dengan pemeliharaan yang teratur disertai manajemen dan pemanfaatan reservoir yang bertanggung jawab, pembangkit akan mampu menyediakan energi terbarukan dalam jangka waktu yang sangat panjang.

Risiko Energi Panas BumiThe Risk of Geothermal Energy

All geothermal projects bear various risks until its resources have been completely proven. The risks include: natural hazards, reservoir-related, production, technical, financial, and legal in which each of them has different probabilities of occurrence and impacts. Because exploration and drilling have the largest component of upfront investment, the risk of reservoir is significant for geothermal project investors. This is especially true for low-temperature projects in terms of the unachievable flow rate requirement that result in high economic risks, or in this case a total failure of the project.

For an investor or developer, geothermal projects have significant benefits with unique risks. The positive values of geothermal energy include creating employment opportunities, limited land use, and producing a near-zero emission. Many of the unique risks are related to finding, developing, and producing the geothermal resources. Therefore, the policy aimed at incentivizing renewable power for taking a “one size fits all” approach is unsuitable for geothermal investments due to their risk profile.

Semua proyek panas bumi akan menanggung berbagai macam risiko sampai sumber dayanya telah benar-benar terbukti. Risiko yang dimaksud antara lain: risiko alam, risiko terkait reservoir, risiko terkait produksi, teknis, keuangan dan risiko hukum, di mana setiap risiko tersebut memiliki probabilitas dan dampak yang berbeda-beda. Karena eksplorasi dan pengeboran memiliki komponen investasi awal yang terbesar, risiko reservoir adalah risiko yang paling nyata bagi investor proyek panas bumi. Hal ini terutama berlaku untuk proyek suhu rendah dalam kaitannya dengan tidak memadainya laju aliran yang dibutuhkan, sehingga proyek memiliki risiko ekonomi yang tinggi, dalam hal ini kegagalan total proyek.

Bagi investor atau pengembang, proyek panas bumi memiliki keuntungan yang signifikan tetapi menghadapi risiko yang unik. Keuntungan positif dari energi panas bumi antara lain penciptaan lapangan kerja, penggunaan lahan yang sedikit, dan emisi yang hampir mendekati nol. Banyak dari risiko unik tersebut terkait dengan pencarian, pengembangan dan produksi sumber panas bumi. Dengan demikian, kebijakan yang ditujukan untuk menginsentifkan energi terbarukan dengan melakukan pendekatan “satu ukuran untuk semua” bisa meleset karena investasi panas bumi memiliki profil risiko dan sifat yang unik.

Sumber: Gehringer et al 2012Source : Gehringer et al 2012

Sumber: Bureau of Land ManagementSource : Bureau of Land Management

Gambar 9. Model pengembangan tenaga panas bumi dalam praktek internasionalFigure 9. Model of Geothermal Power Development in International Practice

Development Phase Disturbance Estimate per plant

Exploration 2-7 acresGeological mapping NegligibleGeophysical surveys 30 square fit (1)Gravity and magnetic surveys NegligibleSeismic surveys NegligibleResistivity surveys NegligibleShallow temperature measurements NegligibleRoad/access construction 1 - 6 acresTemperature gradient wells 1 acre (2)

Drilling Operations and Utilization 51-350 acresDrilling and well field development 5 - 50 acres (3)Road improvement/construction 4 - 32 acres (4)Powerplant construction 15 - 25 acres (5)Installing wellfield equipment including philippines 5 - 20 (6)Installing transmission lines 24 - 240 (7)Well workovers, repairs, and maintenance Negligible (8)

TOTAL 53 - 367 acres1. Calculated assuming 10 soil gas samples, at a disturbance of less than three square feet each.2. Calculated assuming area of disturbance of 0.05 to 0.25 acree per well and six wells. Estimate is a

representative average disturbance of all well sites. Some wells may require a small footprint (e.g., 30x30 feet), while others may require larger rigs and pads (e.g., 150x150 feet).

3. Size of well pad varies greatly based on the site spesific conditions. Based on literature review, well pads range from 0.7 acres up to 5 acres (GeothermalEx 2007; FS 2005). Generally a 30 MW to 50 MW power plant requires about five to 10 well pads to support 10 to 25 production wells and five to 10 injection wells. Multiple wells may be located on a single well pad.

4. One-half mile to nine miles; assumes about ¼ mile of road per well. Estimates 30-foot wide surface disturbance for 18-20 foot road surface, including cut and fill slopes and ditches.

5. 30 MW plant disturbs approximately 15 acres; 50 MW plant disturbs approximately 25 acres.6. Pipelines between well pad to plant assumed to be ¼ or less; for a total of 1 ½ to seven miles of

pipeline in length, with a 25-foot-wide corridor.7. Five to 50 miles long, 40-foot-wide corridor.8. Disturbance would be limited to previously disturbed areas around the well(s).

Tabel 4. Gangguan dalam pengembangan sumber daya panas bumiTable 4. Typical disturbances by phase of geothermal resource development



Sumber: Geo-ElecSource : Geo-Elec

Gambar 10. Karakteristik risiko panas bumiFigure 10. Characteristics of geothermal risks

Gambar 11. Karakteristik Sumber daya dan aspek pengembangan proyekFigure 11. Resource characteristics and project development aspects

The economics of geothermal power is to choose the most economical resource to extract geothermal fluids to be converted into power. Some studies show the cost drilling will increase exponentially with depth. These days, most geothermal projects in the world rarely drill at depths deeper than 4 km. Therefore, the project will seek an optimal combination of temperature and permeability sought within this depth range. Figure 11 illustrates the relationship between geothermal power technologies, depth, temperature, and economic feasibility.

Ekonomi pembangkit panas bumi adalah memilih sumber daya yang paling ekonomis untuk mengekstrak cairan panas bumi dan dikonversi menjadi listrik. Beberapa studi menunjukkan biaya pengeboran akan meningkat secara eksponensial dengan kedalaman. Saat ini, sebagian besar proyek-proyek panas bumi di dunia ini sangat jarang melakukan pengeboran pada kedalaman lebih dari 4 km. Oleh karena itu, proyek akan mencari kombinasi suhu dan permeabilitas yang paling optimal dalam kisaran kedalaman ini. Gambar 11 secara skematik mengilustrasikan hubungan antara teknologi panas bumi daya, kedalaman, suhu dan kelayakan ekonomi.

The major uncertainty in geothermal development project is the size and quality of the geothermal fluids that can be extracted from geothermal sources. This uncertainty will then affect the design parameters of the power plant. Unlike fossil fuels plant where the amount of energy produced from coal combustion can be predicted more accurately, in the geothermal plant, the quality and quantity of resources determine the size of the power plant, the technology to be used, and other technical aspects. Therefore, the quantity and accuracy of information in the early stage of the project will lead to more accurate reservoir models, thus lowering the risks and uncertainties associated with geothermal power project.

There are six characteristics of geothermal resources which will significantly affect the selection of appropriate type of power plant to be built in a particular field.

Ketidakpastian utama dalam proyek pengembangan panas bumi adalah ukuran dan kualitas cairan panas bumi yang dapat diekstrak dari sumber panas bumi di ruang bawah tanah. Ketidakpastian ini akan mempengaruhi parameter desain dari pembangkit listrik. Tidak seperti pembangkit berbahan bakar fosil di mana jumlah energi yang dihasilkan dari pembakaran batubara dapat diprediksi dengan lebih akurat, di dalam pembangkit panas bumi kualitas dan kuantitas sumber daya itu yang menentukan ukuran pembangkit listrik, teknologi yang akan digunakan, dan aspek teknik lainnya. Oleh karena itu, kuantitas dan ketepatan informasi sumber daya pada tahap awal proyek ini akan mengarah pada model reservoir yang lebih akurat, sehingga akan menurunkan risiko dan ketidakpastian yang terkait dengan proyek listrik tenaga panas bumi.

Terdapat enam karakteristik sumber daya panas bumi yang secara signifikan akan mempengaruhi tipe pembangkit listrik yang sesuai untuk dibangun di wilayah tertentu.

Sumber: Hadi et al. 2010Source : Hadi et al. 2010

1. Reservoir TemperatureGenerally, the liquid to be extracted from the reservoir must have a minimum temperature of 120°C (preferably around 150°C) to be able to produce electricity efficiently at an economical cost. However, there has been some experimentation of new technologies using geothermal water with temperatures as low as 90°C to produce power.

2. Reservoir SizeThe size or volume of reservoir is one of the most sensitive parameters of geothermal resources and usually estimated based on the availability of the ‘container’ (i.e. the wide and thickness of the reservoir) and ‘filler’ (i.e. reservoir’s porosity). These characteristics were estimated prior to the drilling by combining the results from various types of geophysical survey data, especially shallow heat flow, and various surveys of the potential field. The first several drilling of wells in the project is to test the theory of geometry and characteristics of the resource and provide evidence of existence of commercially exploitable geothermal systems.

3. PermeabilityReservoir permeability is a measure of how easy geothermal fluids can move through the system. Permeability can be found in rock unit that can maintain fragility of fractures, particularly around the fault zone. Before the drilling is undertaken, exploration data was evaluated and integrated by experts to identify permeable formations or structures that make it possible to have good resources. Drilling is the only means available to measure permeability. Inadequate permeability is a significant barrier in many projects of geothermal power plants and is one of the biggest risks in determining the size and operating characteristics of geothermal power plant.

4. EnthalpyEnthalpy of liquid describes the amount of heat energy per unit mass contained in the fluid of geothermal reservoir and is determined by its temperature, pressure, and chemical composition. Enthalpy has a major impact on the choice of power generation technology, engineering design costs, and the number of wells. Although, enthalpy can be estimated using chemical geothermometry, direct measurements of fluid in the reservoir site is truly recommended to accurately measure this valuable parameter.

5. GeochemistryGeochemical data is used to understand the size and temperature of the geothermal reservoir as well as determine its suitability to generate

1. Suhu ReservoirSecara umum, cairan yang akan diekstrak dari reservoir harus memiliki suhu minimal 120°C dan lebih disukai suhu di sekitar 150°C untuk menghasilkan listrik secara efisien dan dengan biaya yang ekonomis. Namun, eksperimen teknologi baru dengan menggunakan air panas bumi suhu rendah sekitar 90°C untuk menghasilkan listrik telah dilakukan beberapa kali.

2. Ukuran ReservoirUkuran atau volume reservoir adalah salah satu parameter yang paling sensitif dari sumber daya panas bumi, dan biasanya diestimasi berdasarkan ketersediaan ‘container’ (yaitu luas dan ketebalan reservoir) dan ‘filler’ (yaitu porositas reservoir). Karakteristik ini diestimasi sebelum melakukan pengeboran dengan menggabungkan hasil dari berbagai jenis data dan informasi survei geofisika, terutama aliran panas dangkal, dan berbagai survei potensi lapangan. Pengeboran beberapa sumur pertama dilakukan untuk menguji teori geometri dan karakteristik sumber daya dan menyediakan bukti adanya sistem panas bumi yang secara komersial dapat dieksploitasi.

3. PermeabilitasPermeabilitas reservoir adalah ukuran seberapa mudah cairan panas bumi dapat bergerak melalui sistem. Permeabilitas dapat ditemukan di unit batuan yang dapat mempertahankan kerapuhan patahan, terutama di sekitar zona sesar. Sebelum pengeboran dilakukan, data eksplorasi dievaluasi dan diintegrasikan oleh para ahli untuk mengidentifikasi formasi yang tembus air (permeabel) atau struktur yang memungkinkan untuk membuat sumber daya yang baik. Pengeboran adalah satu-satunya cara yang ada untuk mengukur permeabilitas. Permeabilitas yang tidak memadai merupakan hambatan yang signifikan dalam banyak proyek pembangkit listrik tenaga panas bumi dan merupakan salah satu risiko terbesar dalam menentukan ukuran dan karakteristik operasi pembangkit listrik panas bumi.

4. EntalpiEntalpi cairan menggambarkan jumlah energi panas per satuan massa yang terkandung dalam fluida dan ditentukan oleh suhu, tekanan, dan komposisi kimia fluida. Entalpi memiliki dampak yang besar pada pilihan teknologi pembangkit listrik, biaya desain teknik, dan jumlah sumur. Entalpi dapat diperkirakan dengan menggunakan bahan kimia geothermometry, tetapi pengukuran langsung dari cairan di dalam situs reservoir sangat diperlukan untuk secara akurat mengukur parameter penting ini.

5. GeokimiaData geokimia digunakan untuk memahami ukuran dan suhu reservoir panas bumi dan untuk mengetahui kesesuaiannya untuk membangkitkan

Risk Factor/Project phase Reconnaissance Pre-feasibility Feasibility OperationTender Design& Construction

Geological risk

Legal & Regulatory risk

Developm. & Constr. risk

Economical risk

Operational risk

Exploration risk

Drilling risk

Reservoir decline risk

Geological hazard

Gathering System

Conversion Technology

Power Plant Size Large Plant

Small Plant

Dry System

Flash

Binary

Combine Cycle

Well Pad

Material Selection

Pipe String

Waste Fluid

Gas Removal



electricity. Geochemical studies are intended to understand the source of the geothermal fluid and the paths of flow and assess potential operating issues in the next stage of development or even in the optimum (i.e. when the power plant is fully operated). Factors taken into account in the measurement of geochemical aspects include wellbore scaling, corrosion, and non-condensable gas concentration.

6. Topography and GeologyThe location where hot springs first developed is mainly determined by topography. Thus, the topography affects how and where the geothermal power plant will be excavated, constructed, and how the arrangement or layout of production and injection wells will be.

One option to reduce drilling risk is by drilling cost sharing method which is very popular in Japan and the United States as a catalyst for the development of geothermal energy. In this case, government agencies and developers share the costs and risks of the drilling. Without this program, private developers should self-finance the project or enter into equity partnerships in order to share the risks.

Other risk-mitigating option is risk insurance of resources for geothermal wells, which are sufficiently developed in a few countries. However, because of the information required for actuarial calculations is limited in the early stage of exploration, insurance approach is considered more suitable for advanced drilling stage, after the resources have been discovered and confirmed. Insurance is only applicable to cover some risks, not all, and is not available in all countries.

listrik. Studi geokimia difokuskan untuk memahami sumber dari cairan panas bumi dan jalur aliran cairan tersebut dan menilai potensi isu operasi yang bisa datang saat pengembangan lebih lanjut atau bahkan ketika kondisi produksi optimum, yaitu saat pembangkit listrik beroperasi secara penuh. Faktor-faktor yang diperhitungkan dalam pengukuran aspek geokimia antara lain pembersihan kerak (scaling) lubang sumur, korosi, dan konsentrasi gas non-terkondensasi.

6. Topografi and GeologiLokasi di mana air panas berkembang terutama dan pertama sekali ditentukan oleh topografi. Dengan demikian, topografi mempengaruhi bagaimana dan di mana pembangkit listrik panas bumi akan digali dan dibangun serta bagaimana susunan (layout) sumur produksi dan sumur injeksinya.

Salah satu pilihan untuk mengurangi risiko pengeboran adalah dengan berbagi biaya pengeboran secara bersama-sama, suatu metode yang sangat populer di Jepang dan Amerika Serikat sebagai katalis untuk pengembangan energi panas bumi. Dalam hal ini, instansi pemerintah dan pengembang berbagi biaya dan risiko pengeboran. Tanpa program seperti itu, pengembang swasta akan memiliki pembiayaan proyek sendiri atau melakukan kemitraan ekuitas untuk dapat berbagi risiko.

Pilihan lainnya untuk memitigasi risiko adalah asuransi risiko sumber daya sumur panas bumi yang cukup berkembang di beberapa negara. Namun, karena terbatasnya informasi yang tersedia pada tahap awal pengeboran eksplorasi yang diperlukan untuk perhitungan aktuaria, pendekatan asuransi ini dianggap lebih cocok untuk tahap pengeboran maju, setelah sumber daya telah ditemukan dan dikonfirmasi. Asuransi ada untuk beberapa risiko tetapi tidak untuk semua, dan tidak di semua negara.

Risiko Pengeboran Panas BumiBiaya pengeboran diperkirakan secara rata-rata antara 35% hingga 40% dari totalbiaya proyek pembangkit listrik tenaga panas bumi yang sebagian besar akan habis saat penentuan ukuran, lokasi, dan kapasitas sumber daya panas bumi. Biaya satu proyek bisa antara 1 hingga 7 juta dollar AS, tergantung pada lokasi geografis sumber daya, kondisi geologi sekitarnya serta kedalaman dan diameter reservoir. Di Australia, sebagian besar proyek panas bumi memerlukan pengeboran yang luas pada kedalaman 3 - 5 ribu meter tergantung pada geologi proyek. Investasi ini, tentu saja, akan hilang jika tidak ditemukan sumber daya panas bumi. Untuk itu, sangat penting bahwa pengembang proyek dan pemodal memiliki pemahaman yang jelas mengenai besarnya risiko yang melekat dalam setiap proyek dan menghitung nilai proyek tersebut dibandingkan terhadap biaya modal yang akan dikeluarkan. Dengan demikian, dibutuhkan komitmen keuangan yang cukup besar sebelum seluruh karakteristik sumber daya panas bumi benar-benar diketahui.

Geothermal drilling risksOn average, drilling costs is estimated to be around 35% to 40% of the total capitalcost of a geothermal power project – majority of which will be incurred in the determination of size, location, and power capacity of the geothermal resource. A single project may have cost between USD 1 to USD 7 million, depending on the geographical location of the resources, geological conditions of surrounding, and the depth and diameter of reservoir. Most of the proposed geothermal projects in Australia require extensive drilling with depths of 3,000 to 5,000m depending on the project geology. This investment will be a loss if, later on, no resource is found. For that reason, it is crucial that project developers and financers have a clear understanding of the level of risk inherent in any specific project in order to assess the value of such project against its cost of capital. Accordingly, it takes a substantial financial commitment before the characteristics of geothermal resources are entirely known.

Gambar 11. Estimasi biaya pengeboran vs kedalaman sumurFigure 12. Estimated drilling cost vs depth

Drilling depth (m)

Drill

ing

Cost

s (U

SD)

Sumber : Activated Logic, 2009Source : Activated Logic, 2009

Gambar 13. Rata-rata tingkat keberhasilan sumur secara kumulatif (Kurva Belajar dari IFC)Figure 13. Cumulative average well success rates (a Learning Curve by IFC)

Conventional (HSA)

1.000$0

$5.000.000

$10.000.000

$15.000.000

$20.000.000

$25.000.000

$30.000.000

0 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000

Hot Rock (COS) Sumber : IFCSource : IFC

10%

Cum

ulat

ive

aran

ge s

ucce

ss ra

te

Well sequence number

Deve

lopm

ent

Ope

ratio

n

y=0,07In(x) + 0,48R2=0,99

Expl

orat

ion

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49



The characteristics of geothermal reservoir formations are very different from one field to another even if it is still within same field. To have a better understanding about the formation characteristics, the developer usually spent millions of dollars for pre-drilling activities to increase the chances of success during the initial exploration. A detailed analysis may significantly affect the success rate for drilling plan. Even if the first well is unsuccessful, conceptual modeling process will provide a basis of understanding the reasons for the failure, which can increase the chances of success in the second well and so on. It is assumed that the first well drilled in the field tend to be less successful than the second and the following ones, because the developers will benefit from a better understanding on the size, location, and the dynamics of the target reservoir obtained from the previous drilling.

To assess the success rate of geothermal wells drilling, the International Finance Corporation (IFC) funded a study to analyze the risks associated with geothermal drilling. They developed a global database of wells in geothermal fields which gathered from approximately 71% of the installed capacity of geothermal power plants around the world. This database has been compiled for more than four decades, covering a total of 2,613 wells worldwide.

The key finding of the study is that overall, 78% of wells drilled whose status could be verified were successful. IFC noted that “out of 52 fields analyzed, the poorest-performing field achieved a success rate of only 35 percent. However, two thirds of all fields surveyed recorded a success rate of above 60 percent. This demonstrates that the probability of success varies widely across fields—a finding which further emphasizes the unique characteristics of individual geothermal field.”

There is a strong effect of the learning curve in geothermal drilling. The success rate of well drilled for the first time on average is 50 percent, while the average success rate for the first five wells drilled is 59 percent. This figure increased to 74 percent during the development phase, and further increased to 83 percent for wells drilled during the operation phase. Figure 13 shows the increase in the cumulative average success rate of geothermal wells after the field is developed.

Geothermal Financing RisksAlthough it has a high upfront capital costs, geothermal energy remains cheaper than the competing renewable energy technologies for each MWh of electricity produced. Although it requires high up-front capital costs for well drilling, the absence of fuel costs and other variable costs over a period of more than 50 years over the life of the project, geothermal levelized cost remains the lowest (USD 89.6/MWh) compared to any other renewable energy technologies with the exception of wind power (3% lower with USD 86.6 / MWh).

Karakteristik formasi reservoir panas bumi sangat berbeda dari satu lapangan ke lapangan yang lain bahkan walaupun di lapangan yang sama. Untuk lebih memahami karakteristik formasi, pengembang biasanya menghabiskan beberapa juta dolar untuk kegiatan pre-pengeboran untuk meningkatkan peluang keberhasilan selama pengeboran eksplorasi awal. Sebuah analisis rinci secara signifikan dapat mempengaruhi tingkat keberhasilan untuk rencana pengeboran secara keseluruhan. Bahkan ketika sumur pertama tidak berhasil, pemodelan konseptual akan memberikan dasar untuk memahami alasan kegagalan, sehingga bisa meningkatkan peluang keberhasilan dalam sumur kedua dan seterusnya. Diasumsikan bahwa sumur pertama yang dibor di lapangan cenderung kurang sukses dibanding sumur yang berikutnya, karena pengembang akan diuntungkan dengan pemahaman yang lebih baik atas ukuran, lokasi, dan dinamika dari target reservoir yang diperoleh dari pengeboran sebelumnya.

Untuk menilai tingkat keberhasilan pengeboran sumur panas bumi, International Finance Corporation (IFC) mendanai satu studi untuk menganalisis risiko yang terkait dengan pengeboran panas bumi. IFC telah mengembangkan database global dari sumur di lapangan panas bumi yang secara bersama-sama memasok listrik ke sekitar 71% dari kapasitas terpasang pembangkit listrik panas bumi di seluruh dunia. Database ini telah disusun selama lebih dari empat dekade terakhir, meliputi total 2.613 sumur di seluruh dunia.

Hasil penting dari studi tersebut adalah bahwa secara keseluruhan, 78% dari sumur yang dibor dan statusnya bisa diverifikasi adalah sumur yang sukses. IFC mencatat bahwa “dari 52 lapangan yang dianalisa, lapangan dengan kinerja terburuk memiliki tingkat keberhasilan hanya 35 persen. Namun, dua pertiga dari semua lapangan yang disurvei mencatat tingkat keberhasilan lebih dari 60 persen. Hal ini menunjukkan bahwa probabilitas keberhasilan sangat bervariasi antar lapangan, satu temuan yang semakin menegaskan karakteristik unik dari setiap lapangan panas bumi.”

Terdapat pengaruh kurva belajar yang kuat dalam pengeboran panas bumi. Tingkat keberhasilan untuk sumur pertama yang dibor di lapangan secara rata-rata adalah 50 persen, sementara tingkat keberhasilan rata-rata untuk lima sumur pertama yang dibor adalah 59 persen. Angka ini meningkat hingga 74 persen selama tahap pembangunan, dan meningkat menjadi 83 persen untuk sumur yang dibor selama Tahap Operasi. Gambar 13 menunjukkan peningkatan tingkat keberhasilan rata-rata secara kumulatif dari sumur ketika lapangan panas bumi dikembangkan (keberhasilan adalah secara rata-rata dari semua lapangan di dalam database).

Risiko Keuangan Panas BumiMeskipun biaya modal awal yang tinggi, energi panas bumi tetap menjadi sumber energi terbarukan yang lebih murah dibanding teknologi pesaing untuk setiap MWh listrik yang dihasilkan. Pengembangan energi panas bumi memerlukan biaya modal awal yang tinggi untuk kebutuhan pengeboran sumur. Namun, dengan tidak adanya biaya bahan bakar dan biaya variabel lainnya selama lebih dari 50 tahun proyek tersebut ada untuk membangkitkan listrik, biaya kesetaraan (levelized) panas bumi tetap yang terendah ($ 89,6/MWh) dibandingkan dengan teknologi energi terbarukan lainnya kecuali tenaga angin (3% lebih rendah dengan $ 86,6/MWh).

Jenis PembangkitPlant Type

Faktor KapasitasCapacity Factor

Levelized capital cost

Levelized capital cost

Fixed O&MFixed O&M

Variable O&M (termasuk BBM)

Variable O&M (incl. fuel)

Investasi Transmisi

Transmission Investment

Biaya Levelized Total SistemTotal system levelized cost

Batu Bara | Coal

Batubara KonvensionalConventional coal 85 65.7 4.1 29.2 1.2 100.1

Batubara CanggihAdvanced Coal 85 84.4 6.8 30.7 1.2 123.0

Batubara Canggih dengan CGSAdvanced Coal with CGS 85 88.4 8.8 37.2 1.2 135.5

Gas Alam | Natural Gas

Siklus Gabungan KonvensionalConventional Combined Cycle 87 15.8 1.7 48.8 1.2 67.1

Siklus Gabungan CanggihAdvanced Combined Cycle 87 17.4 2.0 45.0 1.2 65.6

Siklus Gabungan Canggih dengan CGSAdvanced CC with CGS 87 34.0 4.1 54.1 1.2 93.4

Turbin Pembakaran KonvensionalConventional Combustion Turbine 30 44.2 2.7 80.0 3.4 130.3

Turbin Pembakaran CanggihAdvanced Combustion Turbine 30 30.4 2.6 68.2 3.4 104.6

Teknologi Lainnya | Other Technologies

Nuklir CanggihAdvanced Nuclear 90 83.4 11.6 12.3 1.1 108.4

Panas BumiGeothermal 92 76.2 12.0 0 1.4 89.6

BiomassBiomass 83 53.2 14.3 42.3 1.2 111.0

Teknologi Non-Dispatchable | Non-Dispatchable Technologies

AnginWind 34 70.3 13.1 0 3.2 86.6

Angin Lepas PantaiWind-offshore 37 193.4 22.4 0 5.7 221.5

Sel Surya (Solar PV)Solar PV 25 130.4 9.9 0 4.0 144.3

Panas Surya (Solar Thermal)Solar Thermal 20 214.2 41.4 0 5.9 261.5

AirHydro 52 78.1 4.1 6.1 2.0 90.3

Sumber : EIA’s Annual Energy Outlook 2013Source: EIA’s Annual Energy Outlook 2013

Note : All notation in English

Tabel 5. Perkiraan rata-rata biaya levelized (LCOE) di AS untuk pembangkit yang akan mulai beroperasi tahun 2018 [$/MWh]Table 5 . US Estimated Average Levelized Cost (LCOE) for Plants Entering Service in 2018 [ in USD/MWh]



The “extra” up-front capital cost is frequently regarded as a lifetime advance purchase of “fuel” for producing electricity. The high upfront cost and relatively long lead time for projects can have a negative impact on the financing of geothermal projects. Additionally, debt financing is typically unavailable during the early phases of the project, increasing the need to rely more on costly options such as equity capital. Even when both debt and equity are available, the high capital requirement and the long lead time drive up the initial project costs, even though the LCOE is reasonable. Over time, the project will gradually be able to attract funding from commercial sources because each stage of project development will successively have more positive results and simultaneously reduces the uncertainty of the project.

A price should be paid to overcome the uncertainty. In the earliest stage of geothermal development, the required return on investment can reach up to 40%. Companies with large capitals may struggle to internally justify the project with high risk at this earliest stage. The type of investors that frequently took early stage geothermal exploration are those well-capitalized and geothermal-focused developers who are capable of diversifying risk and absorbing the early losses. The other type consists of equity partnerships or joint ventures where early drilling risks are shared by multiple parties with a stake in the project.

Generally, the financial risk is often regarded as one of the most significant obstacles in the development of new geothermal power projects. Many governments, multilateral institutions, and quasi-governmental agencies have begun to initiate programs in order to reduce the costs and lower the risks through outright funding, cost-sharing, and insurance approaches.

Biaya modal “ekstra” di awal ini sering dianggap sebagai uang muka pembelian proyek “bahan bakar” untuk memproduksi listrik seumur hidup. Biaya di muka yang tinggi dan waktu tunggu (lead time) proyek yang relatif lama dapat memberi dampak negatif pada pembiayaan proyek panas bumi. Pembiayaan utang biasanya tidak tersedia selama masa awal proyek, sehingga permintaan untuk modal ekuitas akan meningkat. Bahkan walaupun kedua sumber hutang dan ekuitas itu tersedia, syarat modal awal yang tinggi dan waktu tunggu yang lama menaikkan biaya awal proyek, meskipun LCOE-nya rendah. Namun seiring berjalannya waktu, proyek panas bumi secara bertahap akan dapat menarik dana dari sumber-sumber komersial karena setiap tahap pengembangan proyek secara berturut-turut akan memberikan hasil yang lebih positif dan sekaligus mengurangi risiko ketidakpastian proyek.

Untuk mengatasi ketidakpastian selalu ada harga yang harus dibayar. Di tahap paling awal pengembangan panas bumi, investor akan meminta laba atas investasi mereka dapat mencapai hingga 40%. Bahkan untuk perusahaan dengan modal yang besar sekalipun mungkin akan kesulitan untuk menjustifikasi proyek dengan risiko tinggi di tahap paling awal ini. Biasanya jenis investor yang sering melakukan eksplorasi panas bumi di tahap awal ini adalah pengembang dengan modal yang memadai dan mampu mendiversifikasi risiko serta menyerap kerugian yang terkait dengan risiko pengeboran awal. Tipe lain terdiri dari kemitraan ekuitas atau usaha patungan di mana risiko pengeboran awal dibagi oleh beberapa pihak dengan kepemilikan saham di proyek tersebut.

Secara umum, risiko keuangan sering dianggap sebagai salah satu hambatan yang paling signifikan dalam pengembangan proyek pembangkit listrik panas bumi yang baru. Sudah banyak pemerintah, lembaga multilateral, maupun lembaga kuasi-pemerintah yang sudah memulai program untuk membantu mengurangi biaya dan menurunkan risiko melalui pendanaan langsung, berbagi biaya atau dengan pendekatan asuransi.

Gambar 13. Profil risiko yang unik dari panas bumiFigure 13. Geothermal’s Unique Risk Profile

Sumber : Gehringer & Loksha 2012Source : Gehringer & Loksha 2012

Perlu skema pembiayaan khusus untuk pengeboran

eksplorasiNeed for a specific financial

envelope for exploration drilling

Termasuk pengeboran, pembersihan dan

pengembangan reservoirIncludes the drilling, the

cleaning and the reservoir development cleaning

Star

t-up

Cons

truc

tion

Bankability

Proj

ect R

isk

Cum

ulat

ive

Cost

Ope

ratio

n &

Mai

nten

ance

Drill

ing

F/S

Plan

ning

Test

Dril

ling

Expl

orat

ion

Pre-

Surv

ey

Low

Moderate

High 100%Cost

50%

0%


SMI Insight 2015

PT SARANA MULTI INFRASTRUKTUR (PERSERO)Wisma GKBI 8th floorJl. Jend. Sudirman No. 28 Jakarta, 10210Telepon : +62 21-5785 1499Fax : +62 21-5785 1498Email : [email protected]

Jalur Kereta Api - ptsmi.co.id · Geothermal Energy Daftar Isi Table of Content. 4 PT Sarana Multi...

Documents

Transcript of Jalur Kereta Api - ptsmi.co.id · Geothermal Energy Daftar Isi Table of Content. 4 PT Sarana Multi...