Geothermal: Energi Terbarukan yang Harus Dibayar Mahal #2 [Tamat]

Komitmen pemerintah untuk membangun pembangkit listrik 35.000 Megawatt hingga tahun 2019 membuatnya harus mengejar di berbagai sektor energi, terutama energi terbarukan. Potensi panas bumi atau geothermal di Indonesia mencapai 40% dari potensi di seluruh dunia, atau setara dengan 29 Megawatt. Dari potensi ini, sedikitnya tujuh Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi (PLTP) telah beroperasi baik dikelola oleh pemerintah ataupun swasta. Pemerintah telah berinvestasi pada energi ramah lingkungan ini melalui Pertamina Geothermal Energy (PGE) dibawah PT. Pertamina persero, sedangkan sektor swasta telah dikuasai perusahaan asing seperti Chevron Geothermal Indonesa, Ltd dan Star Energy, Ltd yang tersebar di pulau jawa, sumatra hingga sulawesi.

Pembangkit listrik dengan tenaga panas bumi ini bukan merupakan energi baru karena telah dieksploitasi sejak 30 tahun tepatnya pada tahun 1983 di PLTP kamojang unit 1 yang dikelola oleh PGE. Bahkan menurut sejarah, potensi panas bumi di daerah kamojang ini telah ditemukan oleh Belanda pada tahun 1918. Meskipun energi ini terbilang bersih dan sangat efisien, namun ternyata dalam pembangunannya, PLTP terbilang mahal dalam tenaga ataupun materiil.

Sama seperti halnya eksploitasi minyak dan gas alam, untuk mendapatkan sumber energi dari panas bumi perlu dilakukan pengeboran yang menelan biaya rig pengeboran mencapai 55% dari total biaya dalam pembangunannya, bahkan dapat meningkat secara substansial dikarenakan oleh kegagalan dan hal lainnya tergantung dari kompleksitas sumur. Harga sewa kontraktor pengeboran di Indonesia dua kali lipat dibandingkan di Amerika Serikat dengan kisaran 40.000 USD per hari. 

Berdasarkan data dari jurnal World Energy Perspective : Cost of Energy Technologies, Capital Expenditure (CAPEX) atau biaya untuk membangun dan mengembangkan satu sumur untuk PLTP dibutuhkan dana sebesar 60-135 Milyar. Biaya ini belum termasuk Operating Expenditure (OPEX) atau biaya operasi tahunan yang harus dikeluarkan oleh perusahaan. PLTP unit Kamojang bahkan pernah kerusakan turbin pada tahun 2014 yang membuatnya berhenti berhenti hingga sekarang dan telah diwacanakan untuk beroperasi kembali pada Oktober 2017. Kejadian tersebut menyebabkan Pertamina mengalami kerugian sebesar 14 juta USD atau setara dengan 187 Milyar rupiah.

Dalam satu wilayah PLTP tidak hanya memiliki satu buah sumur, bahkan Chevron Geothermal Indonesia, Ltd unit Darajat memiliki 49 sumur pengeboran yang terdiri dari 33 sumur produksi, 4 sumur injeksi untuk mengembalikan air, 2 sumur monitoring dan 10 sumur P&A (plug and abandonment) atau sumur yang sudah tidak layak produksi. Oleh karena itu, pada tahun 2018 perusahaan tersebut mengagendakan untuk pengeboran sumur baru. Meskipun sumber energi dari dalam bumi abadi, sumur-sumur tersebut tidak demikian. Perlu adanya pembuatan sumur baru karena sumur-sumur berusia tua dapat berhenti bekerja karena kerusakan atau sudah tidak mampu memompa air atau steam dari dalam tanah.

Pembangunan PLTP dilakukan dengan beberapa tahap yang cukup kompleks dengan jangka waktu 6 tahun. Tahapan pertama yaitu preliminary survey. Survei ini perlu dilakukan untuk mengetahui adanya indikasi sumber geothermal di bawah permukaan tanah. Disiplin ilmu Geologi, Geofisika dan Geokimia sangat dibutuhkan dalam tahap paling awal ini. 

Para ahli Geologi akan memprediksinya melalui tipe batuan yakni struktur dan karakteristiknya. Ahli Geofisika akan memprediksi ukuran reservoir atau jumlah dari potensi air/steamyang dapat dimanfaatkan, sedangkan ahli Geokimia akan menentukan tipe fluida dan termperaturnya. Hal ini penting karena akan memengaruhi energi listrik yang berhasil dipanen. Misalkan kondisi fluida berupa steam dengan tekanan 40 bar, 250oC dan 30% water saturation(kandungan air) yang telah dikalkulasikan oleh ahli tersebut, akan diperoleh penurunan kondisi fluida setelah melewati turbin menjadi 10 bar, 180oC dan 10% water saturation. Pelajaran fisika SMP mungkin tidak usai di buku catatan saja, persamaan Q = m.c.dt dari Heat in Place (HIP) yang diperoleh akan digunakan untuk menghitung energi listrik yang dihasilkan.

Setelah tahap preliminary survey selesai dan mendapatkan hasil yang prospek, tahap selanjutnya yang dilakukan yaitu Exploration & Appraisal.Pada tahapan ini akan dilakukan pengeboran slimhole atau sumur yang akan diuji. Setelah itu dilakukandelineation untuk memastikan sumur tersebut bekerja sesuai yang diharapkan dengan adanya steam atau air panas yang keluar dari sumur tersebut. 

Tahap ke-3 yaitufeasibility study yang berkaitan dengan detail designdan modular power plantdengan membuktikan bahwa hasil dari pengeboran tadi telah berhasil menghasilkan energi listrik. Jika ke-3 tahap diatas telah sempurna, baru dilakukan pengembangan lebih lanjut dengan membangun power plantdan steam field (sumur-sumur). Tahap terakhir yaitu kegiatan operasi yang akan rutin dilakukan seperti maintenance, make up well drilling yang akan mengatur suplai dari steam, workoveratau renovasi, injection realigment atau injeksi kondensat dan berbagai permasalahan yang harus diselesaikan atau trouble-shooting.

Dengan investasi yang cukup tinggi namun dengan risiko masih membayangi serta jangka waktu yang terbilang lama, membuat para penanam modal tidak banyak berinvestasi di sektor energi ini. Terlebih, pemerintah telah mengeluarkan peraturan menteri (permen) ESDM yang baru No. 12 tahun 2017 tentang Pemanfaatan Sumber Energi Terbarukan untuk Penyediaan Tenaga Listrik. Permen ini mengatur BPP (Biaya Pokok Produksi) atau harga jual terhadap masing-masing sumber energi terbarukan berdasarkan wilayah produksinya.