Bacaan Hari Ini

Diskusi : Gunung Merapi dan Gempa-gempa di Jawa Tengah

2006-06-04T20:54:00.000-07:00

Berikut diskusi saya dengan seorang rekan netter tentang hubungan kronologi kegempaan di jawa dan aktivitas Merapi.

Ma'rufin Sudibyo
Assalamu'alaykum

Salam kenal kembali pak Rovicky.

Masih berkait dengan gempa Yogya. Kompas 31 Mei kemarin, bersumber dari BMG, menyebut gempa2 kuat memang pernah mengguncang Yogya pada 10 Juni 1867, 27 September 1937, 23 Juli 1943 dan 13 Maret 1981. Posisi episentrumnya, gempa 1867 : 8,7 LS 110,8 BT dengan guncangan 8 - 9 MMI. Gempa 1937 : 8,7 LS 108 BT dengan guncangan 8 MMI. Gempa 1943 : 8,6 LS 109,9 BT dengan guncangan 8 MMI dan gempa 1981 : 8,7 LS 110,4 BT dengan magnitude 5,6 SR. Besar guncangan dihitung dari Yogya, dan data episentrumnya saya kutip apa adanya (meski kalo dilihat dari grafisnya, karena semua episentrum berada darat dan dekat dengan Yogya, lintangnya mungkin bukan 8 LS tapi 7 LS).

Kalo saya kaitkan dengan data tahun2 letusan Merapi (berdasarkan Suparto S. Siswowidjojo di http://vsi.esdm.go.id) yang dicatat sejak 1871, ketika gempa 1937 Merapi justru sedang beristirahat (antara 1935 - 1939) dan baru meletus lagi dengan puncaknya pada 23 Desember 1939 serta 24 Januari 1940. Pada gempa 1943, Merapi sedang memasuki tahap akhir meletusnya setelah mencapai puncak letusan pada Juni 1942 (dan disebutkan Merapi istirahat pada masa 1943 - 1948). Dan saat gempa 1981, Merapi memang sedang aktif2nya (dengan letusan antara 1975 - 1985 alias 10 tahun periode terpanjang dalam catatan) dengan puncak
letusan pada 15 Juni 1984. Untuk gempa 1867 mohon maaf tidak ada catatan keaktifan Merapi saat itu. Kalo dilihat dari sini hanya gempa 1981 (dan juga gempa 2006 ini) yang terjadi bersamaan dengan meningkatnya aktivitas Merapi. Apakah kemudian bisa dikatakan kalo gempa2 kuat di Yogya seperti gempa 2006 ini berkaitan dengan kegiatan Merapi, seperti pendapat Dr. Surono (PVBMG Dept. ESDM), Dr Benyamin Sapi'ie (Teknik Geologi ITB) dan USGS ? Saya merasa koq tidak begitu ya, jika melihat waktu2 terjadinya gempa kuat Yogya tidak selalu sinkron dengan saat2 aktivitas Merapi.
Apalagi Dr. Fauzi (dari BMG, kemarin saya salah menyebutnya dari BPPT) pernah berpendapat aktivitas dapur magma justru membuat patahan didekatnya menjadi ' lunak ' hingga aseismik. Bagaimana menurut anda ?

Saya berpendapat bahwa kegiatan Gunung Api sendiri merupakan rangkaian kegiatan tektonik. Sehingga saya yakin ada hubungan diantara keduanya. Yang meyulitkan adalah ketika kita mencoba merangkai apakah Gunung Api memicu kegempaan atau gempa memicu volkanisme. Saya kira bisa dua-duanya. Hanya saja kita perlu hati-hati mengkajinya. Salah satu nya dengan kronologi kejadian tersebut.
Saya sendiri yakin hubungan feedback-effect (bolak-balik) keduanya. Nah yg lebih menyulitkan kalau dihubungkan dengan tektonik regional dan global.
Gempa Aceh dengan kekuatan 9.2 SR akhir tahun 2004 lalu sangat mungkin sebagai pemicu gempa di Nias, Bengkulu, serta aktifitas Gunung Api di Sumatra dan Jawa barat (Merapi dan Tangkuban Perahu). Jarak antara lokasi-lokasi ini sangat jauh, tetapi urutan kronologisnya memang seperti itu. Hanya saja kita mesti tahu bahwa hubungan kronologis (urutan) belum tentu menunjukkan hubungan kausalis (sebab akibat).

Kembali ke gempa 2006 ini, kalo soal daerah2 yang rusak parah - moderat akibat gempa ini, sepertinya sudah ada petanya berdasarkan foto satelit. Dapat saya tambahkan disini, berdasarkan koran lokal, di Piyungan - Patuk jalan beraspalnya retak2 dan beberapa terbelah (kalo menurut data EMSC, daerah ini adalah episentrumnya). Di Prambanan Stasiun KA-nya hancur, tinggal dinding2nya saja, sementara stasiun2 KA lain tidak separah itu. Rel KA pada ruas Prambanan - Srowot ada yang bengkok, bahkan patah. Di sekitar Klaten pula ada penduduk yang menyaksikan muncratnya air berlumpur setinggi +/- 2 m di pekarangan rumahnya ketiga gempa meletup (mungkin sand volcano ya pak Rovicky, atau akibat liquiefaction ?). Mata air besar di Jl. Kaliurang km 10 sekarang mengeluarkan air berlumpur (liquiefaction juga ?). Di kota Bantul - yang saya lihat sendiri - ada jalan yang aspalnya juga terbelah. Kalo untuk Parangtritis, terus terang saya belum punya gambaran, kemarin tidak bisa sampai ke sana. Demikian pula dengan posisi jembatan Kretek - di atas Sungai Opak dan persis juga di atas patahan - belum ada informasinya apakah retak / bergeser apa tidak. Yang jelas tidak diragukan lagi kalo gempa ini terkait dengan aktivitas patahan Opak, seperti yang anda duga.

RDP :
Peta kerusakan yang saya peroleh dari UNOSAT menunjukkan daerah piyungan Patuk sangat parah. Daerah ini paling dekat dengan aftershock. Dan inilah yang saya kira bener-bener menunjukkan bahwa aftershock lebih membahayakan ketimbang mainshock, karena kondisi bangunan yg sudah rapuh dihantam mainshock.

Tempat-tempat yg mengalami kerusakan terutama disebelah barat dari lokasi gempa ini. Mengapa ?
Selain daerah kerusakan ini lebih padat penduduk dibandingkan sebelah timur yg berupa pegunungan selatan, daerah ini dibawahnya terususun oleh batuan lunak yg akan meredam energi gempa artinya terjadi percepatan gelombang dilokasi ini. Bayangkan kalau energi diserap disini artinya banyak energinya yg dilepaskan dalam menggetarkan daerah ini. Bagian timur dari daerah ini berupa perbukitan terdiri atas batuan keras. Dengan demikian energi gelombang akan melewatinya dan percepatan gelombangnya relatif lebih kecil dan daya rusaknya juga lebih kecil. Namun gelombang gempa ini menjalar jauh kearah timur. Bahkan menurut laporan USGS getaran ini dirasakan hingga di daerah Bali.

Memang luar biasa kalo gempa dengan magnitude Mb = 5,9 SR ini (Mw = 6,3) ternyata bisa mematahkan rel KA, satu hal yang - menurut saya - tidak mungkin kecuali jika ada patahan di bawah rel KA itu yang bergeser. Dan kalo saya (iseng) menghitung, dengan panjang patahan 100 km (menurut BMG) dan lebar (anggap saja) 20 km (terkaan sangat kasar dari distribusi episentrum aftershock-nya), patahan ini telah bergeser 7,5 cm (jika merunut pada nilai momen seismik versi USGS).

Saya sendiri kurang paham apakah gempa 1867, 1937, 1943 dan 1981 juga berkait dengan patahan ini, bagaimana menurut anda ?

RDP
Pengetahuan gempa yg disebabkan oleh aktifitas tektonik sendiri baru diketahui beberapa dekade belakangan ini. Teori plate tektonikpun juga baru setengah abad yang lalu diketahui. Artinya menghubungkan keduanya harus dilakukan ulang dengan menggunakan teori baru. Kita harus mencoba memisahkan gejala gempa yg dipicu volkanis dan sebaliknya. Lokasi-lokasi episenter jaman dulupun belum tentu memiliki ketepatan yg diharapkan membantu analisa ini. Data kegempaan yg saya milikihanya setelah tahun 1960 (dari USGS). Sehingga hanya satu gempa besar (1981) yg masuk dalam database.

MS
Saya tertarik dengan masa depan dari aktifnya patahan ini. Kalo orang2 berpendapat patahan ini bergerak kembali akibat meningkatnya aktivitas Merapi, menurut saya koq sebaliknya ya. Berkaca dari Gempa Filipina Juni 1990 - yang juga ditimbulkan oleh patahan geser dengan episentrum 100 km dari Gunung Pinatubo - yang diduga kuat membangunkan Gunung Pinatubo (setelah tertidur 600 tahun) dan menimbulkan erupsi ultraplinian di Juni 1991, saya berpendapat justru aktivitas patahan Sungai Opak ini bisa memicu dapur2 magma disekitarnya (Merbabu, Merapi, Lawu). Apalagi Merbabu dan Lawu sudah sangat lama tertidur, sementara
Merapi punya sejarah erupsi dahsyat di masa silam (seperti kata van Bemmelen).

RDP
Saya juga sekarang konsen dengan patahan-patahan selatan Pulau Jawa. Mulai dari Patahan Cimandiri , hingga Patahan Opak (Opak Fault), Grindulu Fault serta patahan-patahan di Tulung agung. Patahan-patahan ini perlu diteliti lebih lanjut tentunya, terutama sisi seismisitasnya. Banyak diantara daerah ini yamng merupakan seismic gap (tidak ada aktifitas seismic dalam beberapa waktu (decade) lalu.

MS
Tentang Merapi, meski sudah lama saya membaca teorinya van Bemmelen tentang erupsi dahsyat 1006 M yang memaksa migrasi Kerajaan Mataram Hindu ke Jawa Timur, sebelumnya saya merasa ragu. Apalagi pak MT Zen - yang ber kali2 mendaki Merapi - dalam sarasehan menyambut VIG 2006 kemarin menyatakan tidak ada endapan vulkanik sangat asam sebagai bukti terjadinya erupsi eksplosif di Merapi. Namun pasca gempa 2006 ini - dan setelah secara kebetulan membaca erupsi Gunung St Helena 1980 di Wikipedia - saya jadi ada gambaran tentang (kemungkinan) letusan Merapi saat itu. Mungkin saja letusan itu didahului dengan gempa kuat seperti gempa 2006 ini, dengan episentrum persis di bawah lereng barat Merapi, hingga lereng itu ambrol, longsor ke barat daya mengubur candi Borobudur, sekaligus membuka
diatrema hingga ke puncaknya. Akibatnya magma pada reservoir di bawah puncak Merapi langsung berhubungan dengan udara luar, hingga langsung keluar menghasilkan erupsi besar tipe plinian. Mekanisme sejenis juga berlangsung menjelang erupsi St Helena dan saat itu
magnitud gempanya pun tak besar (5,1 menurut USGS) Tapi sudah cukup membuat lereng utara gunung (dan juga cryptodome di puncaknya) rontok dengan volume ultragigantik (3 milyar meter kubik). Bagaimana menurut anda ?

RDP
Sepertinya status AWAS Gunung Merapi harus dipertahankan selama beberapa waktu mendatang. Memang banyak indikasi bahwa aktifitas gempa yg memicu aktifitas gunung api sudah banyak dijumpai, walaupun tidak spesifik untuk Gunung Merapi. Secara proses pembentukannya keduanya memang saling berhubungan sejak terciptanya bumi ini. Saat ini hanyalah proses kelanjutan dari proses terciptanya bumi dengan segala aktifitasnya.

Nuklir untuk Listrik Indonesia

2006-05-06T09:52:00.000-07:00

Segera, Nuklir untuk Listrik Indonesia
Sumber : MAJALAH PROYEKSI. Edisi XX, Tahun 2, 16 April - 15 Mei 2006

Sudah tiga kali Indonesia mencoba mewujudkan produksi listrik berkapasitas sangat besar dengan teknologi nuklir. Sekali terhenti karena persiapan belum matang, kedua karena biaya seret akibat krisis moneter. Kini upaya ketiga berjalan lebih fisibel.

Lokasi Pembangkit Listrik Tenaga Nuklir (PLTN) ditetapkan berada di Kabupaten Jepara, pantai utara Semarang, tepatnya di Semenanjung Muria. Penetapan tapak lokasi menghabiskan waktu paling lama dari keseluruhan tahap mewujudkan PLTN.

"Ini bukan proyek main-main," ujar kepala Badan Tenaga Nuklir Nasional (BATAN) Prof. Soedyartomo Soentono, PhD, menanggapi kesan berlarutnya ide lama yang belum terealisasi hingga kini.

Masih dibutuhkan banyak model regulasi sehubungan nuklir untuk listrik yang baru pertama ingin diterapkan di Indonesia ini. Birokrasi pemerintah belumlah mapan. Dengan sistem birokrasi seperti yang ada sekarang ini, bangsa Indonesia belum bisa menikmati listrik dari PLTN secepatnya. Harus lebih bersabar, berjalan perlahan sambil belajar dan mengutamakan keselamatan.

Sejak lama BATAN sudah meneliti nuklir dan hasilnya telah diterapkan untuk berbagai keperluan seperti pengawetan makanan, bibit varietas unggul tanaman, teknologi medikal, pengolahan air minum, melacak kandungan minyak bumi dan sebagainya.

Perencanaan energi nasional

PLTNN adalah proyek jangka panjang. Meski diputuskan untuk dikerjakan sekarang, tetapi baru 10 tahun kemudian dapat merasakan realisasinya. menurut Dr. Arnold Y Soetrisnanto, Kepala Pusat Pengembangan Energi Nuklir BATAN, kita sebenarnya terlambat memilih opsi nuklir untuk energi, "Seharusnya sejak tahun 1970-an dulu", katanya menyayangkan.

Kapasitas listrik nasional sekarang 33 Giga Watt electric (GWe). Pada 2025, dengan rata-rata pertumbuhan ekonomi 6 %, dapat diperkirakan kebutuhan listrik meningkat 3 kali lipat menjadi 100 GWe. Sekitar 30% dari kebutuhan itu atau, sekitar 70 GWe berada di Pulau Jawa.

"Perpres no 7/ 2005 menetapkan energi baru dan terbarukan sumbangannya harus minimal 5% dari kebutuhan energi nasional pada 2025. Dengan strategi optimalisasi pengelolaan energi, BATAN menargetkan pada 2035 bisa 15% kontribusi energi dari nonfosil tersebut.

Energi baru dan terbarukan di antaranya microhydro, surya, angin, biomassa, biofuel, fuelcell dan nuklir. Dari 5% yang ditargetkan, 2%, disumbang nuklir dan 3% oleh lainnya. Nuklir sebesar 2% untuk total kebutuhan energi nasional itu setara dengan 4% dari kebutuhan total energi listrik nasional.

Kecil sekali kontribusi nuklir di saat giatnya upaya pengurangan energi dari sumber minyak. BATAN memprediksikan, ke depan, masih batubara yang mendominasi bahan baku energi. Gas sebagai alternatif utama pengganti BBM tidak bisa diharapkan menjadi unggulan, sudah banyak kontrak penjualan ke luar negeri yang harus dipenuhi pemerintah.

Sarana distribusi bahan baku seperti pengangkutan batubara dan penyaluran gas ke pembangkit yang belum tersedia merupakan masalah biaya tersendiri yang tidak murah.

Sikap Yayasan lembaga konsumen Indonesia (YLKI) yang disampaikan pengurus hariannya, Tulus Abadi, menyesalkan kebijakan migas yang dibuat mengutamakan penjualan ekspor gas ke luar negeri. Cuma 25% saja untuk dalam negeri.

Cadangan potensial energi panas bumi nasional totalnya 219 juta SBM, ini termasuk besar di dunia. Kenyataannya jika dijadikan energi listrik cuma ekuivalen 19,66 GW. Pemenuhan kebutuhan listrik di masa depan tak bisa berharap banyak dari panas bumi.

Sejarah panjang PLTN Indonesia

Indonesia pertama kali melakukan persiapan pengembangan listrik tenaga nuklir pada tahun 1970 akhir. Baru melangkah sedikit, upaya tersebut tertunda. BJ Habibie sebagai Menristek, yang merancang percepatan perkembangan teknologi di Indonesia saat itu, meminta adanya pusat riset dan pengembangan reaktor lebih dulu. Ketika tiba saatnya putra Indonesia sudah siap menerima transfer teknologi, dibangunlah puspitek nuklir di Serpong.

Puspitek Serpong selesai tahun 1987. Untuk kedua kalinya Indonesia mengadakan percobaan pengembangan nuklir untuk listrik, feasibility study dimulai 1990 dan selesai 1996. BATAN diminta meneruskan desain pelaksanaan dan pengoperasian nantinya.

Tahun 1997, laporan kepada pemerintah menyebutkan bahwa PLTN siap dibangun dan dijadwalkan dapat beroperasi 2004. BJ Habibie yang telah menjabat sebagai presiden waktu itu tidak cukup kuat mewujudkan PLTN. Situasi politik tidak kondusif dan masih dalam situasi krisis moneter. Akibatnya mementahlah semua rencana.

Abdurrahman Wahid yang menjabat presiden RI pada tahun 2000 kedatangan tamu seorang ilmuwan penerima nobel dari Mesir. Pembicaraan mengarah ke pemanfaatan teknologi seperti yang dikembangkan ilmuwan muslim zaman dulu bagi kemaslahatan umat, kembali timbul rencana studi mewujudkan PLTN di Indonesia.

Tahun 2003, studi selesai dan dilaporkan kepada pemerintah. Tapi tampuk pemerintahan sudah berganti ke Presiden Megawati. Program persiapan pun terus dilanjutkan dengan rencana operasi PLTN 2016, tetapi dengan konstelasi yang sudah berubah. Undang-undang ketenaganukliran No 10 Tahun 1997 menetapkan BATAN hanya menangani riset dan pengembangan, realisasi proyek dan pengoperasian dikerjakan BUMN, swasta atau koperasi, di bawah kordinasi Departemen Energi dan Sumber Daya Manusia.

Sampai sejauh ini pemerintah kelihatannya sungguh-sungguh ingin mewujudkan PLTN, legislatif juga tidak keberatan. Peppres No 5 Tahun 2005 tentang Kebijakan Energi Nasional sudah memasukkan opsi nuklir. Rencana Umum Kelistrikan Nasional (RUKN) juga sudah memasukan opsi nuklir.

Persiapan makin matang. 2008 direncanakan tender perusahaan yang mengerjakan PLTN dilakukan. Konstruksi diperkirakan mulai 2010, dan operasi 2016. untuk mewujudkannya, akan dibentuk tim gabungan antar departemen dan unsur terkait lainnya, tugasnya menetapkan badan usaha yang akan mengelola, juga mengusahakan pembiayaan proyek PLTN.

Satu lembaga independen yang bertanggung jawab langsung kepada presiden telah dibentuk untuk mengawasi semua upaya ini, juga sebagai regulator, namanya BAPETEN (Badan Pengawas Tenaga Nuklir). BAPETEN ini diawasi lembaga internasional khusus mengenai nuklir.

Bahan baku uranium

Negara paling besar ekspor uraniumnya adalah Australia. Berikutnya Kanada dan disusul Afrika Selatan. Di Kalimantan Barat ada uranium kita yang sudah coba diolah. Free market sekarang ini memungkinkan kita membeli dari negara mana saja. Harga uranium masih cukup bersaing dengan batu bara dan gas. Mumpung masih murah, baiknya disimpan dulu cadangan uranium buat anak cucu, karena kita masih mampu membeli dari luar.

Stok uranium besar sekali di pasar dunia, harganya relatif tidak terkait langsung dengan flukstuasi harga minyak dunia. Kenaikan harga hanya berkaitan dengan transportasi pengangkutannya yang membutuhkan bahan bakar minyak.

Alasan lain mengapa BATAN mengusulkan membeli dari luar adalah cadangan Indonesia ada, tetapi konsentrasinya kecil. Di Australia misalnya dalam seratus kilogram tanah terdapat 50 kg uranium. Di Indonesia dalam satu ton tanah yang digali dari penambangan paling hanya ada 100 kg uranium.

Teriakan antinuklir

Sejak tahun 1994 lembaga Wahana Lingkungan Hidup Indonesia (Walhi) menolak adanya PLTN di Indonesia. Alasannya dari mulai penambangan uranium sampai penanganan limbahnva dan resiko kebocoran dapat menimbulkan masalah. Usia pakai PLTN terbatas sekitar 30 atau 40 tahun. Ketika dinding kubah penahan reaktor jenuh oleh radioaktif, produksi harus stop, dan setelah itu lahan tempat PLTN menjadi nonpruduktif karena tidak boleh diapa-apakan lagi. Seperti ladang berpindah, reaktor harus dibangun di tempat lain lagi, tetapi jangka waktu siklus lahan bisa berabad-abad untuk dapat produktif lagi.

Budaya pungutan liar dan mark up proyek di Indonesia bisa menimbulkan bencana besar. "Apa garansi proyek PLTN dengan teknologi yang seharusnya zero tolerance tidak terjadi pengurangan nilai spesifikasi?" tanggap Pantoro Tri Kuswardono dari Walhi.

Menurut Pantoro, masih banyak energi baru terbarukan seperti microhydro yang belum dimanfaatkan secara optimal. Arus air di sungai-sungai dan laut bisa dimanfaatkan untuk pembangkit listrik. Panas yang dihasilkan sampah juga bisa digunakan untuk menggerakkan turbin.

Kemungkinan Listrik murah

Tarif dasar listrik (TDL) di Indonesia mencapai US$ 6,5 sen per kWh, lebih tinggi dari beberapa negara tetangga. Biaya iuran listrik bagi pelanggan di Malaysia hanya US$ 6,2 sen per kWh, di Thailand US$ 6,0 sen per kWh dan di Vietnam cuma US$ 5,2 sen per kWh.

Demonstrasi menentang kenaikan TDL terjadi di mana-mana. Baru-baru ini PLN menyatakan defisit anggaran. Ongkos produksi listrik yang tinggi menjadi landasan PLN menaikkan tarif jika permintaaan subsidinya tidak dipenuhi. Audit BPK menemukan defisit tidak sebesar perhitungan PLN, banyak inefesiensi terjadi di tubuh PLN.

Alternatif operator PLTN Muria akan di serahkan ke PLN atau dibentuk BUMN baru khusus. PLN kelihatan paling siap. Jika nantinya pegelolaan PLTN di swrahkan ke PLN mungkin saja inefesiensi tetap terjadi. Lantas, kapan listrik murah bagi masyarakat?

Produksi listrik swasta skala kecil untuk lingkungan sendiri sudah banyak. Mereka memproduksi dengan biaya lebih murah, mematok tarif sama dengan PLN tetapi melayani dengan kualitas lebih baik. Seandainya ada persaingan penjual listrik nasional, tentu harga TDL akan sangat bersaing. Itu artinya monopoli penyedia listrik ditiadakan. Mungkinkah? (Taufiq)

Sumber : MAJALAH PROYEKSI. Edisi XX, Tahun 2, 16 April - 15 Mei 2006

Rumittt-nya bagi hasil Cepu

2006-05-02T08:16:00.000-07:00

Saya membaca diskusi tentang Bagi Hasil di Blok ini berulang-ulang kok masih ngga mudeng ....
ya wis simpen dulu saja.

rdp
===============================================

Pak Kuswo,

Yang dibagi antara Pemerintah dan Pertamina 60% : 40% ini apanya Boss? Pemahaman saya semula adalah ini KKS adalah KKS normal di mana untuk blok itu splitnya adalah 85% Pemerintah dan 15% Kontraktor (siapapun kontraktornya) atau sesuai dengan kondisi-kondisi yang ,memuat parameter harga Minyak Mentah dunia. Nah dengan split seperti ini, maka jika ternyata kontraktornya adalah dua atau lebih entitas bisnis maka pembagian di antara para entitaas itu tidak lagi dicampuri oleh Pemerintah namun ditentukan sendiri di antara para entitas itu sesuai sharenya masing-masing.

Mungkin saya yang salah menangkap penjelasan Pak Kuswo, tetapi kalau antara Pemerintah dan Pertamina masih berlaku 60% : 40% tampak seprti ada dua kondisi yang tumpang tindih. Di satu pihak untuk keseluruhan Blok sudah ditentukan :

- Pemerintah 70% Kontraktor 30% jika harga di bawah 35$

- Pemerintah 75% Kontraktor 25% jika harga antara 35 – 40 $

- Pemerintah 80% dan Kontraktor 20% jika harga antara 40 – 45$

- Pemerintah 85% dan Kontraktor 15% jika harga di atas 45$

Di sisi lain Pertamina sebagai salah satu penandatangan JOA operasi Blok tersebut masih dikenakan kondisi 60% Pemerintah dan 40% Pertamina. Terus terang ini agak complicated, ataukah ini mungkin variant ke 3 dalam KKS yang model baru ini Pak Kuswo?

Wassalam,

Ganapati

From: pertamina@yahoogroups.com [mailto:pertamina@yahoogroups.com]
Sent: Friday, March 24, 2006 3:11 PM
To: pertamina@yahoogroups.com
Subject: RE: [Pertamina] Forum BUMN 23 Maret 2006 mengenai Cepu

Nimbrung sedikit, kebetulan saya punya kontraknya.

Khusus untuk PSC Cepu, pembagian "Participating Interest" (bukan "Divided Interest") adalah 45% Pertamina, 45% EMOI, dan 10% BUMD.

Bagian EMOI dipotong FTP 10% semua untuk pemerintah, tanpa dibagi kepada EMOI. Setelah dikurangi Cost Recovery, EMOI sebagai PSC akan mendapatkan hasil pembagian (split) sebagai berikut: bila harga minyak <>

Sedang untuk Pertamina dan BUMD, dipotong FTP 5% setor ke pemerintah, dikurangi 45% dan 10% “cost recovery”, sisanya langsung dibagai 60-40% (sudah termasuk pajak, tanpa gross up), dikurangi DMO dan ditambah DMO Fee.

Selain itu dalam kontrak PSC disebutkan, harus membayar 20 juta US$ kepada negara (Dep Keu) sebagai syarat "bonus", dengan rincian: 5 juta US$ (signature bonus), 10 juta US$ (persetujuan commercial), 5 juta US$ (first production).

Beberapa option lain (dalam Kesepakatan antara Ptmn + EMOI) adalah: EMOI harus membayar 70 juta US$ kepada Pertamina pada tahun pertama dan 330 juta US$ selama 3 tahun dalam bentuk "in kind"; menyerahkan struktur Sukowati dan Kedung Tuban kepada Pertamina;

Jadi angka 400 juta US$ BUKAN JUAL-BELI SAHAM, tetapi kompensasi EMOI kepada Pertamina dengan adanya perubahan kontrak TAC menjadi PSC. Kesepakatan tersebut memang tidak termasuk dalam Kontrak PSC, sehingga TIDA! K DAPAT termasuk Cost Recovery EMOI.

Jadi jelas, sebenarnya PSC yang sekarang lebih menguntungkan buat masyarakat Indonesia. Pertanyaannya, mengapa EMOI mau???

Jawabannya adalah karena pada waktu TAC semua risiko ditanggung EMOI, kalau gagal dalam perkiraan reverves dan produksi modal EMOI tidak kembali. Dalam PSC sekarang, EMOI hanya menanggung 45% risiko, karena semua biaya yang timbul akan dibayar para partner dengan cara “cash call”. Artinya rugi bareng2…!

Sebenarnya kalau yang sudah biasa dalam bisnis perminyakan akan tahu tentang rik-trik begitu.

wass. wr. wb, --ksw

Ganapati Sjastri Satyani wrote:

Dari penjelasan di bawah ini kayaknya jelas Pak Irvan bahwa splitnya adalah
antara Pemerintah dan EMOI yang besarannya berkisar antara EMOI 30 %
Pemerintah 70% sampai EMOI 15% Pemerintah 85%. Jadi bukannya antara
Pemerintah dan Pertamina. Kalau demikian bisa jadi memang posisi Pertamina
sudah dari sononya bukan sebagai "pemimpin" dalam arti dia yang share down
tetapi seolah-olah Pertamina yang ngikut karena splitnya itu antara
Pemerintah dan EMOI.

Wassalam,

-----Original Message-----
From: pertamina@yahoogroups.com [mailto:pertamina@yahoogroups.com]
Sent: Friday, March 24, 2006 1:25 PM
To: Kuswo Wahyono
Cc: TM ITB; Pertamina
Subject: [Pertamina] Forum BUMN 23 Maret 2006 mengenai Cepu

Jadi kesimpulannya ,Pak Kuswo ,apa yang dikatakan ole Peserta Forum BUMN ,
TV Metro sangat menyimpang sehingga dapat memutarbalikkan fakta sebenarnya
sekaligus berdampak terhadap terjadinya " kebohongan publik " ( yang paling
tidak pantas dinyatakan Pejabat petinggi Pemerintah yaitu Menteri ESDM ,
Purnomo Yusgiantoro dan Ketua Dewan Komisaris Pertamina , Bp. Martiono ) .
Mudah-mudahan pernyataan dimaksud bukan disengaja !!!!!

----- Original Message -----
From: "Kuswo Wahyono"
To:
Sent: Friday, March 24, 2006 9:59 AM
Subject: Japri ==> RE: [tmitb] Forum BUMN 23 Maret 2006 mengenai Cepu

Ass. Wr. Wb; Melalui Japri saja.
Apa khabar pak Haji? Alhamdulillah kami sekeluarga baik2 saja, semoga pak
Fauzi sekeluarga demikian juga.
Saya akan mencoba menjawab pertanyaan pak Fauzi sesuai dengan kontrak PSC
dan surat kesepakatan antara PERTAMINA dengan EMOI yang ada.

Khusus untuk PSC Cepu, pembagian "Participating Interest" (bukan "Divided
Interest") adalah 45% Pertamina, 45% EMOI, dan 10% BUMD. FTP 10% semua untuk

pemerintah, tanpa dibagi kepada KKKS.
Setelah dipotong Cost Rec, EMOI sebagai PSC akan mendapatkan hasil pembagian

(split) sebagai berikut: bila harga minyak < US35$/bbl pembagian 30-70%
(EMOI:Pemerintah), bila 35$/bbl-40$/bbl pembagian 25-75%, bila
40$/bbl-45$/bbl pembagian 20-80%, bila di atas 45$/bbl maka pembagian
15-85%. Sehingga bila kita kalikan dengan Participating Interest 45%, maka
keuntungan EMOI dari WKP Cepu berkisar antara 13,5% sampai 6,75% terhadap
hasil bagi (profit oil/Equity to be split) produksi Lapangan Cepu. PSC Cepu
harus membayar 20 juta US$ kepada negara (Dep Keu) sebagai syarat "bonus",
dengan rincian: 5 juta US$ (signature bonus), 10 juta US$ (persetujuan
commercial), 5 juta US$ (first production).

Beberapa option lain (dalam Kesepakatan antara Ptmn + EMOI) adalah: EMOI
harus membayar 70 juta US$ kepada Pertamina pada tahun pertama dan 330 juta
US$ selama 3 tahun dalam bentuk "in kind"; menyerahkan struktur Sukowati dan

Kedung Tuban kepada Pertamina;
Jadi angka 400 juta US$ BUKAN JUAL-BELI SAHAM, tetapi kompensasi EMOI kepada

Pertamina dengan adanya perubahan kontrak TAC menjadi PSC. Kesepakatan
tersebut memang tidak termasuk dalam Kontrak PSC, sehingga TIDAK DAPAT
termasuk Cost Recovery EMOI.

Wass. Wr. Wb, --ksw--

-----Original Message-----
From: M. Fauzi A. Alkaff [mailto:gmepkra@indosat.net.id]
Sent: 24 Maret 2006 5:58
To: Pertamina
Cc: TM ITB
Subject: [tmitb] Forum BUMN 23 Maret 2006 mengenai Cepu

------------ tmitb@nusantara.net no. 4183 ------------

Mungkin ada rekan-rekan yang dapat memahami atau menjelaskan pernyataan
Menteri ESDM Purnomo Y yang menjawab pertanyaan Pemirsa TV Metro yaitu "
Pertamina sangat diuntungkan karena selain mendapat 6.75% dari total income
( setelah dipotong Cost dll. ) juga mendapat income sebesara 40% ( setelah
dipotong cost ) !!!
Juga Pak Martiono menyatakan bahwa Pertamina diuntungkan pula dengan
mendapatkan lapangan Mudi dan satu lapangan( sudah produksi dan
menghasilakan income Pertamina senilai 120 Huta $ ) lainnya yang seingat
Saya memang milik Pertamina ( eks Santa Fee/ JOB , Tuban ) .
Padahal Lapangan Exxon Cepu adalah eks TAC Humpuss ( dipindah tangankan ke
Exxon MOI ) yang tentunya pembagian waktu itu itu 60 : 40 ( Pertamina 40% )
dan sehubungan perubahan Pertamina menjadi Persero , dirubah menjadi areal
PSC/KPS dengan komposisi 85:15 ( Pertamina 15%) . Kemudian versi Menteri
ESDM lagi , Exxon farm in dalam konsesi baru ini membentuk KKS ( Kontrak
Kerjasama ) dengan Pertamina dengan saham 50% .
Tetapi Pemerintah mengacu UU No. 22/2001 meminta kesediaan Exxon MOI dan
Pertamina menyerahkan sebagian saham mereka masing-masing sebesar 5 %
sehingga komposisi konsesi Cepu adalah :
Pertamina = (50-5 ) % x 15 % = 6.75 %
Exxon MOI = (50-5)% x 15% = 6.75 %
Pemda Jateng/Jatim = ( 5 + 5 )% x 15% = 1.5 %
Darimana angka 40% income tambahan Pertamina yang akan dikembalikan melalui
Dep. Keuangan ke Pertamina dan juga bagaimana status jual beli saham
Pertamina senilai 400 Juta $ ?? Apakan ini merupakan cost recovery Pertamina
atau Pertamina terima cash ( Jika Cash , wajar Pertamina melakukan setoran
biaya Investasi/Operasi untuk kegiatan KKS ini ) .

Selamat Hari Kartini .... GeoWoman

2006-04-21T08:54:00.000-07:00

Selamat Hari Kartini ....

Women Making Their Mark

Robbie Gries
president and owner, Priority Oil & Gas, Denver

Marjorie Chan
professor and department chair, University of Utah, Salt Lake City.

Evelyn Medvin
vice president, Core Laboratories, Houston.

Brenda Beitler Bowen
post doctorate research assistant, Central Michigan University, Mount Pleasant, Mich.; visiting professional Purdue University (assistant professor, fall 2007).

Deborah Sacrey
president, Auburn Energy, Houston.

Jessica Moore Ali-Abeeb
geologist, Petroleum Systems International, Salt Lake City.

Susan Cunningham
senior vice president, exploration and corporate reserves, Noble Energy, Houston

Sherilyn Williams Stroud
Geo Team leader, Midland Valley Exploration

Siapa ya Indonesian GeoScientist ...
ah aku kenapa malah ngga tahu .... tapi bukan berarti ngga ada, hanya saja aku ngga tahu ...
Btw ... selamat hari Kartini untuk IndoGeoWoman ...

Harrison Schmitt 04:2006 EXPLORER

2006-04-13T19:08:00.000-07:00

Harrison Schmitt 04:2006 EXPLORER

Helium-3 could be an abundant source of fuel for future, fusion-power electrical power plants, and Schmitt estimated the cost of a privately funded lunar mining program at $15 billion.

Sumber energi di bulan. Helium-3 yg merupakan bahan bakar utk reaksi fusi.

Panas Bumi Hu'u Nusa Tenggara Barat

2006-04-13T06:14:00.000-07:00

Pusat Sumber Daya Geologi (PSDG)

Panas Bumi Hu'u



SURVEI PANAS BUMI TERPADU (GEOLOGI, GEOKIMIA DAN GEOFISIKA) DAERAH HU’U, KABUPATEN DOMPU, PROVINSI NUSATENGGARA BARAT Oleh: Herry Sundhoro, Bakrun, Bangbang Sulaeman, Timor Situmorang, Eddy Sumardi , Imanuel. MF, Dikdik Risdianto, Liliek. R. R. SUBDIT PANAS BUMI ABSTRACT The Hu’u geothermal area is located in the southeastern part of the middle Sumbawa island. Most thermal features occur in an area souronding the NW-SE trending fault. The surface features presumably indicate the potency of geothermal resources beneath the area. These features include hot springs, fumarole and also altered rocks. The Distribution of the surface features occurs at elevations between 90 to 500 m above sea level, and the temperatures are between 37 and 80° C. Geological, geochemical and geophysical surveys recognized a geothermal prospect area located in the up-flow system of the Hu’u geothermal area. The prospects covers an area of about 10 km² recognized by mercury and CO₂ high distribution. Possible reserve of the geothermal energy of Hu’u area is about 69 MWe. SARI Daerah panas bumi Hu’u terletak di sebelah tenggara bagian tengah P. Sumbawa. Manifestasi panas umumnya berada disekitar daerah patahan yang berarah baratlaut-tenggara. Manifestasi permukaan yang mengidentifikasikan akan adanya potensi panas bumi di kedalaman berupa kelompok pemunculan mata air panas, fumarola dan juga daerah alterasi. Mata air panas tersebut berada pada ketinggian diantara 99-500 m dpl dan bersuhu antara 37 hingga 80° C. Hasil survei geologi, geokimia dan geofisika telah bisa membatasi daerah up-flow dan daerah prospek panas bumi seluas ± 10 km². Perkiraan daerah prospek ini didasarkan pada hasil anomali mercuri/Hg and CO₂ dengan besarnya estimasi cadangan terduga sekitar 69 MWe. PENDAHULUAN P. Sumbawa terletak di jalur gunungapi (volcanic belt) orogen Sunda. Sepanjang jalur ini banyak terdapat pemunculan manifestasi panas bumi, yang mengidentifikasikan adanya potensi energi panas bumi di kedalaman. Potensi ini apabila di kelola secara baik dan terencana akan bisa menghasilkan energi listrik berasal dari energi panas bumi. Beberapa penyelidik terdahulu menyebutkan bahwa di Hu’u-Daha, Kabupaten Dompu, Provinsi Nusa Tenggara Barat terdapat manifestasi panas bumi berupa mata air panas dan batuan alterasi. Selain itu wilayah Kabupaten Dompu ini tidak memiliki potensi sumber energi fosil seperti minyak bumi, gas maupun batubara sehingga konsumsi energi untuk penduduk dan daerah harus dipasok dari wilayah lain yang mengakibatkan nilai subsidi menjadi lebih besar. Dalam usaha untuk memenuhi kebutuhan konsumen yang dari waktu ke waktu semakin meningkat perlu diupayakan untuk mencari sumber energi alternatif yang berasal dari bumi Kabupaten Dompu sendiri. Salah satunya adalah energi panas bumi. Berdasarkan data tersebut, maka perlu dilakukan penyelidikan panas bumi terpadu berupa survei geologi, geokimia dan geofisika dengan maksud untuk mengidentifikasi karasteristik geologi berupa urutan dan sebaran batuan, struktur geologi, alterasi dan perangkap panas yang ada di daerah Hu’u serta untuk mengetahui tipe, sistim, parameter, konfigutasi dan struktur bawah permukaan, sehingga akan diketahui luas daerah prospek, daerah dis-charge dan re-charge, model panas bumi, potensi cadangan panas bumi “terduga” dan temperatur fluida bawah permukaan di daerah Hu’u. LOKASI PENYELIDIKAN Daerah selidikan berada di wilayah Kecamatan Hu’u-Rasabau, Kabupaten Dompu, Provinsi NTB. Luasnya ± 32 X 27 km² yang berada pada posisi geografis 124^o50’03”-125^o08’02” BT dan 08^o08’35” -08^o23’43” LS (Gambar 1). METODA PENYELIDIKAN Penyelidikan panas bumi terpadu di Hu’u, NTB memakai 3 metoda, yaitu: geologi, geokimia dan geofisika. Penyelidikan difokuskan pada tubuh vulkanik Puma dan Wawosigi yang berumur Miosen dan mempunyai manifestasi panas di Desa Hu’u dan Daha. Sebelum pelaksanaan survei dilakukan persiapan yang meliputi telaahan Citra (image) Landsat yang datanya diadobsi dari (www.landsat.org, 2001). Penyelidikan geologi lapangan menggunakan lintasan peta secara random. Pengamatan data memakai alat GPS/Global Positioning System. Data dan sampel batuan yang selektif diolah dan dianalisis untuk mendapat hasil simpulan, sedangkan umur batuan diambil dari referensi. Pengamatan geokimia dan geofisika difokuskan di daerah menifestasi dengan grid lintasan berjarak 1000 X 250 m. Panjang lintasan A, B, C, D dan E 7000 m, E, F-6500 m dan G-5500 m yang memotong struktur geologi dan disesuaikan kondisi topografi. Dalam penyelidikan geokimia diambil sampel air panas, Hg tanah dan CO₂ udara tanah untuk analisis laboratorium. Analisis air panas menghasilkan konsentrasi kation dan anion unsur major, isotop¹⁸O dan deuterium. Selanjutnya ditetapkan tipe dan berpengaruh lingkungan dengan cara pengeplotan kedalam diagram segitiga Cl-SO₄-HCO₂, Cl/100-Li-B/4 dan Na/1000-K/100-ÖMg, sedangkan penghitungan Geotermometer air panas menggunakan unsur SiO₂, Na/K, Na-K-Ca atau K-Mg. Sampel tanah dan udara tanah pada kedalaman 1 m di 102 titik lintasan dianalisis kandungan Hg dan CO₂. dan dibuat sebaran kontur anomali untuk indikasi daerah up-flow. Dalam penyelidikan geofisika dipakai 4 cara, yaitu geo-magnet, gaya berat, geo-listrik dan Head-On. Pengukuran geo-magnit dilakukan di 224 titik amat dari 188 titik ukur di lintasan dan 36 titik amat regional dengan jarak 500 m. Pendataan intensitas magnit dilakukan dengan memakai 4 set alat magnetometer tipe G-856, G-836 dan G-826 dengan ketelitian dari 0.1, 1.0 dan 10 gamma dan harga IGRF 45.210 gamma serta variasi harian dengan harga fluktuasi antara 45.125 - 45.212 gamma. Penyelidikan gaya berat dilakukan untuk identifikasi struktur bawah permukaan. Penentuan densitas batuan dilakukan langsung di laboratorium dari sampel yang diambil, sehingga sesuai fakta sebenarnya di lapangan. Harga rata-rata menunjukkan 2.42 gr/cm³. Pada penyelidikan geo-listrik dipakai metoda Schlumberger bentangan simetris 2 arah. Pengukuran tahanan jenis semu dilakukan memakai bentangan AB/2=250, 500, 750 dan 1000 m dan dibuat peta anomalinya. Namun bentangan yang representatif untuk kedalaman diambil AB/2= 1000 m. Sedangkan penampang tahanan jenis semu dibuat di setiap lintasan dan pengukuran penampang tahanan jenis sebenarnya dilakukan di 5 titik sounding: C-3000, D-3000 dan 4000, E-4000 serta F-4000. Pengukuran Head-On dilakukan di 2 lintasan X dan Y dengan interval titik ukur 100 m. Keduanya dibuat tegak lurus struktur dengan jarak elektroda C= 4000 m. Interpretasi struktur head-on dibuat berdasarkan ploting perpotongan kurva tahanan jenis semu dengan sumbu kedalaman sama dengan AB/4 di penampang lintasan X dan Y untuk mendapat arah dan kemiringan sesar. GEOLOGI Geologi regional, P. Sumbawa merupakan bagian busur gunungapi Banda. Akibat gejala tektonik banyak terbentuk struktur-struktur lipatan, sesar dan kelurusan vulkanik yang mempunyai arah timurlaut-baratdaya dan baratlaut-tenggara (Bemmelen, 1949). Di utara pulau ini ada G. Tambora yang meletus tahun 1815 (Herdervani 1963). Perusahaan Listrik Negara/PLN yang pernah melakukan pemetaan geologi di Hu’u dan sekitarnya dalam rangka survei panas bumi pada tahun 1984 menguraikan bahwa: batuan gunungapi yang ada di sini berumur Miosen Bawah dan pada bagian atasnya diendapkan aluvium dan endapan pantai yang berumur Resen. Geologi daerah penyelidikan Geomorfologi, berdasarkan kepada bentuk bentang alam, pola aliran sungai, tingkat erosi dan jenis batuannya di daerah Hu’u dapat dikelompokkan menjadi 4 satuan morfologi, yaitu satuan morfologi dataran pantai (SDP), satuan morfologi dataran rendah (SDR), satuan morfologi vulkanik Puma (SVP) dan satuan morfologi vulkanik Wawosigi (SVW) . Stratigrafi, hasil pemetaan yang didukung interpretasi Citra Landsat dan analisis petrografi contoh batuan yang representatif menunjukkan bahwa di daerah Hu’u dapat dipisahkan menjadi 12 satuan. Urutan dari tua ke muda adalah: satuan lava G. Wawosigi 1/Tmlw 1, Satuan lava G. Wawosigi 2/Tmlw 2, Satuan breksi G. Wawosigi/Tmbw, Satuan aliran piroklastik G. Wawosigi/Tmaw, Satuan lava G. Puma 1/Tmlp 1, Satuan jatuhan piroklastik G. Puma/Tmjp, Satuan lava G. Puma 2 /Tmlp 2, Satuan aliran piroklastik G. Puma/Tmap, Satuan lava G. Puma 3/Tmlp 3, Satuan gamping terumbu/ koral (Qgt), satuan sedimen pantai (Qsp) dan Aluvium (Qa) (Gambar. 2). Hasil pentarikhan jejak belah (fision track dating) dari sampel lava G. Puma menunjukkan batuan itu berumur Miosen Atas (5.8 ± 0.2 Ma). Struktur geologi, di Hu’u dicerminkan oleh bentuk-bentuk: depresi, kelurusan, paset segi tiga, dinding patahan (gawir sesar), kekar, offset batuan, kelurusan sungai, bukit dan tofografi, zona hancuran batuan/ breksiasi (fracture), manifestasi panas bumi berupa batuan alterasi argilik dan kelompok-kelompok mata air panas. Berdasarkan data itu maka ada 3 perioda pembentukan sesar, yaitu: - Periode I, sesar-sesar berarah barat-timur, barat baratlaut-timur tenggara dan timurlaut-baratdaya yang merupakan sesar normal tertua. Sesar berarah barat-timur dinamakan sesar Lakei, yang berarah barat baratlaut-timur tenggara dinamakan sesar Hu’u lama dan yang berarah timurlaut-baratdaya dinamakan sesar Daha. - Periode II, sesar-sesar berarah baratlaut-tenggara, yaitu sesar Madawa serta pasangan sesar Hu’u di utara dan sesar Ncangga di selatan. - Periode III, sesar-sesar yang berarah utara-selatan (Lamea dan Tolokuta). Kedua sesar ini merupakan sesar normal paling muda. Sesar Lamea ada di teluk Lamea, sedangkan di teluk Tolokuta terdapat sesar Tolokuta dengan blok timur relatif turun (Gambar 2). Geohidrologi, Daerah re-charge di Hu’u berada pada Satuan Morfologi Vulkanik Wawosigi/SVW dan Satuan Morfologi Vulkanik Puma/SVP yang mencakup ± 65 % seluruh luas daerah. Satuan ini mempunyai puncak-puncak kerucut dengan ketinggian antara 1300-1700 m dpl. Air hujan yang turun sebagian akan meresap ke daerah berelevasi rendah untuk selanjutnya muncul di lembah-lembah berupa mata air. Sedangkan air hujan yang teralirkan di permukaan bumi, akan mengalir sebagai aliran sungai dan menuju laut sebagai run off water. Daerah dis-charge ada pada satuan Morfologi Dataran Pantai/SDP dan satuan Morfologi Dataran Rendah/SDR yang mencakup ± 35 % dari seluruh daerah penyelidikan. Air hujan/ meteoric water sebagian akan meresap kebawah melalui rekahan (fracture), porositas batuan dan gaya gravitasi untuk menjadi air tanah yang terperangkap jauh di bawah permukaan. Daerah ini menjadi kantong air (catchment area) dan tempat berakumulasinya air tanah, sedangkan sebagian air hujan yang mengalir di permukaan selanjutnya mengalir sebagai aliran sungai menuju ke arah laut. GEOKIMIA Mata airpanas dan batuan alterasi, mata air panas di Hu’u ada 9 lokasi, yaitu di Lacoha/APTC, Sori Rewa/APAER atau Ama Eno Rewa, Lapui/APLP (Desa Daha) dan Huu-1/APSH-1 atau S. Huu, Huu-2/APSH-2 atau Sori Owa, Lekai/APLK, Limea/APTL, Ncangga-1/APSC-1 dan Ncangga-2/APSC-2 (Desa Daha). Selain mata air panas di atas di Limea, cangga dan Pure juga ada batuan alterasi hydrothermal bertipe argilik sebagai gejala manifestasi panas bumi permukaan. Karakteristik, tipe dan lingkungan airpanas, Dari contoh air panas hasil analisis laboratorium dapat ditentukan klasifikasi air berdasarkan kandungan konsentrasi unsur. Klasifikasi ini sangat tergantung pada kondisi air panas itu, pemunculannya, kontaminasi dan pengenceran oleh air di sekitarnya /air permukaan. Hasilnya dalam gambar 3 dan 4. Kandungan unsur kimia air panas yang di plotkan pada diagram segitiga Cl-SO₄-HCO₃ menunjukkan bahwa sebagian besar air panas berada dalam tipe bikarbonat (Lacoha, Sori Rewa, Lapui, Lakai, Huu-1, 2 dan Cangga 1), sedangkan air panas Cangga 2 masuk kedalam tipe sulfat dan mata air panas Limea ada dalam tipe klorida (Gambar 3 A). Hasil ploting diagram segitiga Na/1000-K/100-ÖMg menunjukkan bahwa semua mata air panas di atas masuk di daerah immature water (Gambar 3 B). Sedangkan diagram segitiga Cl-Li-B menunjukkan bahwa semua mata air panas berada di lingkungan yang terpengaruh unsur sedimen khususnya air panas Cangga 2 dan juga telah ter pengaruh air laut untuk mata air panas Limea. (Gambar 4). Klas tipe air panas bikarbonat menunjukkan bahwa konsentrasi HCO₃ jumlahnya jauh lebih besar dibandingkan dengan konsentrasi klorida dan sulfat. Ini akibat dari terlarutnya gas CO₂ dari fluida bertemperatur relatif tinggi dari bawah yang terencerkan oleh air permukaan atau kemungkinan juga dari contoh air panas ini yang memang telah terkontaminasi dan didominasi oleh air meteorik/air permukaan. Sedangkan tipe air panas sulfat menunjukkan bahwa air panas ini dominan mengandung konsentrasi SO₂ artinya berkemungkinan besar berasal langsung dari bawah pemukaan atau dari suatu reservoar air panas yang banyak mengandung gas-gas vulkanik (up-flow system). Namun mata air panas Limea yang termasuk tipe air panas klorida dengan jelas menunjukkan bahwa secara fisik di lapangan memang berada di pinggir teluk Limea dan telah terkontaminasi air laut. Sehingga tingginya Cl disini bukan dari suatu reservoar panas bumi melainkan dari pengaruh air laut. Daerah immature water menggambarkan adanya pengaruh air permukaan/ air meteorik yang dominan. Walaupun awalnya air panas itu berasal dari wadah fluida panas di kedalaman. Hal tersebut di dukung juga oleh grafik isotop δD (Deuterium) terhadap δ ¹⁸O yang menunjukkan bahwa mata air panas Huu, Daha dan Limea cenderung mendekati garis MWL/meteoric water line (Gambar 5). Grafik tadi menjelaskan bahwa mata air panas diatas sudah terkontaminasi oleh air permukaan. Pendugaan temperatur bawah permukaan, Estimasi pendugaan suhu bawah permukaan/ Geothermometer air panas dihitung dari kandungan unsur kimia contoh air panas Lacoha, Sori Rewa, Lapui, Lakai, Huu-1, 2, Cangga 1, 2 dan Limea. Untuk air panas di diatas yang dominan bertipe bikarbonat juga ada yang bertipe sulfat dan klorida, maka penentukan pendugaan temperatur bawah permukaan yang memenuhi persyaratan dipakai rumus SiO2 conductive cooling dari sampel airpanas Cangga 2. Dari perhitungan geotermometer tersebut diperolah besaran temperatur empiris 180° C. Suhu reservoar sebesar 180° C itu merupakan suhu reservoar berentalpi menengah (medium enthalphy). Sebaran konsentrasi Hg tanah dan CO₂ udara tanah, Hasil analisis contoh tanah dan udara tanah diperoleh kandungan konsentrasi Hg tanah yang bervariasi antara 20-1425 pp dan CO₂ udara tanah antara 0.03-1.95 %. Keduanya memiliki nilai ambang batas/ background value sebesar 720 ppb dan 0.60 % (v/v). Data itu selanjutnya di plotkan kedalam peta untuk mendapatkan kontur sebaran Hg tanah dan CO2 udara tanah di kedalaman 1 m (Gambar 6). Hasilnya menunjukkan bahwa anomali Hg dan C0₂ terfokus di Doro Nangasia, Ncangga dan Doro Wowosigi-Nangadoro dengan arah utara-selatan. Daerah ini merupakan zona-zona lemah tempat munculnya mata air panas Huu 1, 2 dan Cangga 1, 2 akibat sesar Huu, Cangga dan Nangadoro. GEOFISIKA Geo-magnet, peta anomali magnit total memperlihatkan beberapa kelurusan baratlaut-tenggara dan baratdaya-timurlaut yang ditafsirkan sebagai struktur. Anomali magnit tinggi antara 0-670 gamma menunjukkan kutub-kutub magnit yang melingkar di utara, tengah, timurlaut, baratdaya dan selatan dan ditafsirkan sebagai batuan bersifat magnetik sedang-tinggi, batuannya adalah andesit dan lava yang muncul kepermukaan . Anomali magnit rendah antara 0-886 gamma menyebar di utara, selatan, timurlaut, tengah dan baratdaya, ditafsirkan sebagai batuan bersifat non magnetik berupa batuan ubahan akibat fluida panas bumi. Anomali magnit sedang antara 0-100 dan 0 sampai -100 gamma tersebar di seluruh daerah ditafsirkan merupakan batuan non magnetik yaitu breksi, tufa (batuan piroklastik). Anomali Gaya Berat, hasil yang representatif yang ditampilkan disini adalah peta anomali sisa/residual. Peta tersebut merupakan ekstraksi anomali bouguer dengan anomali regional dan merupakan anomali gaya berat lokal. Peta anomali sisa merupakan respon dari batuan bawah permukaan yang relatif dangkal. Berdasarkan kontrasnya dapat ditarik kelurusan kontur yang secara kualitatif diinterpretasikan sebagai patahan di kedalaman. Terdapat lima patahan berarah tenggara-baratlaut dan 2 berarah baratdaya-timurlaut. Peta anomali sisa menunjukkan pola lineasi kontur cenderung berarah tenggara-baratlaut. Dengan harga anomali dikelompokkan menjadi 4, yaitu anomali rendah <-5 mgal yang menyebar ke timurlaut dan tenggara, anomali sedang dengan harga -5 s/d 0 mgal dan 0 s/d 5 mgal berada di timur dan anomali tinggi >5 mgal menempati bagian tengah dan utara (Gambar 7). Geolistrik dan Head-On Hasil penyelidikan geolistrik tahanan jenis, Hasil anomali tahanan jenis semu bentangan AB/2= 1000 m mempunyai pola hampir sama dengan pola tahanan jenis semu bentangan lebih pendek. Anomali sedang sedikit berada di lintasan B dan D, selanjutnya diikuti oleh anomali sedang-rendah cukup luas di bagian tengah dan timur dengan luas ± 10 Km² pada setiap lintasan dengan arah penyebaran utara selatan. Anomali sedang-rendah seluas ± 10 Km² ini diperkirakan sebagai daerah prospek panas bumi. Di bagian barat terdapat anomali rendah yang kemungkinannya merupakan repleksi dari air laut (Gambar 8). Penampang tegak tahanan jenis sebenarnya, Dari data per titik sounding dibuat model penampang tahanan jenis 2-D. Penampang AB dibuat memotong setiap lintasan dengan arah baratdaya-timurlaut sehingga diperoleh penampang yang melalui 4 titik sounding di titik amat C3000, D4000, E4000, F4000. Hasil penampang AB menunjukkan terdapat 4 grup lapisan, yaitu: Lapisan I/lapisan permukaan, dengan nilai tahanan jenis antara 22-120 Wm, berketebalan 36-45 m dan terdapat di kedalaman 52-60 m, batuannya adalah lava dan breksi. Lapisan II, dengan tahanan jenis 8-17 Wm, ber ketebalan 42-170 m dan berada pada kedalaman 160-250 m, batuannya diduga breksi/lava yang sudah lapuk. Lapisan III, dengan nilai tahanan jenis 2-3 Wm, berketebalan 220-553 m, ada di kedalaman 425-715 m, diduga batuannya adalah batuan alterasi. Lapisan paling bawah mempunyai nilai tahanan jenis 11-15 Wm dan berada di kedalaman lebih dari 715 m, batuannya adalah lava/breksi lapuk (Gambar 9). *Kurva dan interpretasi struktur head-on* Lintasan-X, kurva tahanan jenis semu dibuat berdasarkan ploting perpotongan antara kurva hasil pengukuran dengan sumbu di kedalaman sama dengan AB/4. Pada penampang lintasan X, tampak 3 buah sesar. Sesar I terdapat pada titik amat X-600 di kedalaman yang berhubungan dengan bentangan AB/2= 200 m hingga AB/2= 400 m, dengan kemiringan hampir tegak. Sesar II ada pada titik amat X-1000, muncul pada semua bentangan mulai permukaan pada bentangan AB/2=200 m sampai bentangan yang paling besar/AB/2= 800 m, kemiringan struktur ke arah timur dan makin kedalam kemiringan makin tegak. Struktur III berada pada titik amat X-1850 dengan ke miringan hampir tegak ke arah barat sampai bentangan AB/2=400 m, kemudian menerus miring ke arah barat dengan sudut kemiringan lebih besar sampai pada titik amat X-1500. Dari struktur II dan III yang menerus sampai kedalaman, maka diperkirakan zona itu adalah zona depresi di sepanjang S. Hu’u dan merupakan akses manifestasi panas bumi kepermukaan. DISKUSI** Di daerah Hu’u, NTB akumulasi panas di bawah permukaan terindikasikan oleh adanya batuan ubahan argilit dan pemunculan beberapa mata air panas. Indikasi tadi menunjukkan bahwa fluida di bawah permukaan bersifat normal-asam, sehingga sistim lempung penudung/ clay cap hadir di sini. Lempung penudung letaknya berada di atas daerah reservoar, khususnya di sekitar manifestasi Pure, Limea dan Ncangga. Sedangkan Fluida panas di zona reservoar Hu’u diduga bersistim 2 (dua) fase, yaitu fase uap dan fase air panas dengan pH netral-asam. Peta mapping geolistrik menunjukkan adanya anomali sedang-rendah di daerah tengah dan timur seluas ± 10 Km². Sedangkan hasil sounding menunjukkan adanya daerah bernilai tahanan jenis 11-15 Wm pada kedalaman lebih dari 715 m, sehingga diduga terdapat reservoar pada kedalaman > 900 m (?). Dari analisis geomagnet dan gaya berat terindikasi adanya struktur berupa sisa tubuh panas/pocket magma (?) di bawah permukaan dan diprediksikan sebagai sumber panas yang memanasi air tanah dalam di reservoar dan mendorong fluida panas keatas melalui zona sesar/rekahan yang menyebabkan terbentuknya batuan ubahan. Model tentatif panas bumi daerah Hu’u, NTB menunjukkan, bahwa (Gambar 10): Sumber panas/heat source diduga berupa bodi (tubuh) magma di bawah vulkanik Wawosigi dan Puma. Zone reservoar berada di daerah akumulasi air tanah dalam dan berbentuk sistem air panas yang terperangkap di rekahan/ retakan batuan. Zona ini diperkirakan ada di kedalaman -900 hingga -1600 m di bawah manifestasi. Air tanah yang terpanasi di kedalaman itu selanjutnya akan naik kepermukaan melalui akses dalam zona patahan atau rekahan batuan dan muncul sebagai mata air panas. Batuan penudung merupakan batuan lava hasil erupsi G. Wawosigi dan G. Puma berupa clay cap pada kontak sentuh dengan lapisan air panas di sekitar manifestasi air panas dan batuan alterasi. Di daerah manifestasi ketebalan lempung penutup ini lebih tebal bila dibandingkan dengan daerah yang semakin menjauh dari manifestasi permukaan. Batuan konduktif adalah batuan-batuan Tersier Tua/ Miosen Bawah yang mengalami silisifikasi, dimana rambatan panas terkonduksi melalui batuan ini, sedangkan konveksi panas teralirkan melalui fluida di sepanjang zona permeabilitas/fraktur dan patahan. Daerah prospek panas bumi terdapat pada zona depresi S. Hu’u yang menempati bagian tengah dan di timur. Kontur anomali nilai tahanan jenis sedang-rendah 15-5 Wm ini membuka ke arah timur dengan luas ± 10 Km² dan mempunyai kedalaman > 900 m. Perkiraan/estimasi potensi cadangan terduga berdasar formula Standarisasi Potensi Panas Bumi Indonesia (DGSM, 1999), adalah: Q = 0,11585 x A x ( T_Res – T_{cut off}) ^oC di mana: Q: Potensi energi panas bumi terduga (Mwe). 0,1158: nilai konstanta A: Luas daerah potensi (km²). berdasarkan peta tahanan jenis semu AB/2=1000 m. T_Res: Suhu bawah permukaan (^oC). yaitu 180^oC berdasarkan perhitungan geotermometer air panas SiO₂“conductive cooling” . T_{cut off}: Suhu cut off dalam ^oC, yaitu 120^oC untuk reservoar berentalpi sedang (intermediate entalphy). Asumsi ketebalan reservoar ± 1 Km. Sehingga potensi cadangan terduga di daerah Hu’u adalah: Q = 0.11585 x 10 x (180-120) Mwe = 69 Mwe (60-70 Mwe). KESIMPULAN Di daerah Hu’u akumulasi fluida panas di kedalaman terindikasikan oleh adanya batuan ubahan dan mata air panas Lacoha, Sori rewa, Lapui, Hu’u, Lekai dan Ncangga yang bertemperatur antara 32.0 - 46.1°C dengan pH netral (6.5-7,3) dan mata air panas Limea bertemperatur 80^oC dengan pH asam (2.1- 2.7). Indikasi itu menunjukkan bahwa sifat fluida di bawah relatif netral-asam dengan entalphy sedang. Diperkirakan terdapat lempung penudung (clay cap) yang letaknya di atas reservoar di bawah manifestasi Pure, Limea dan Cangga. Sedangkan fluida panas yang terdapat dalam zona reservoar di daerah Hu’u diduga bersistim 2 fase, yaitu fase uap dan fase air pana. Namun fluida berfase air panas di sini jumlahnya relatif dominan apabila dibandingkan dengan fluida berfase uap. REKOMENDASI Adanya potensi energi panas bumi di daerah Hu’u, Nusa Tenggara Barat dengan cadangan terduga sebesar 60-70 Mwe dan mata air panas Cangga 2 yang bertipe sulfat yang mencerminkan sistim panas bumi up - flow perlu ditindak lanjuti dengan pemboran landaian suhu sedalam 250 m atau bor eksplortasi sedalam 1000-1500 m untuk membuktikan adanya potensi uap dan panas di kedalaman tersebut. Namun disarankan potensi di zona up flow Cangga sebelum dilakukan pemboran landaian suhu atau pemboran eksplorasi perlu dilakukan survei megneto teluric (MT) untuk mengetahui daerah anomali dan patahan-patahan di penetrasi yang lebih dalam. Selain itu perlu dilakukan sosialisasi pada masyarakat setempat dan perlu diinventarisasi wilayah tata guna lahan di daerah vulkanik Wawosigi dan Puma sehingga tidak terjadi hal yang beresiko di dalam pelaksanaan pemboran. PUSTAKA Bemmelen, van R.W., 1949; The Geology of Indonesia. Vol. I A.732 p. Government Printing Office. The Hague. Netherlands. Breiner.S. 1973, Application Manual for Portable Magnetometers. Fournier, R.O., 1981. Application of Water Geochemistry Geothermal Exploration and Reservoir Engineering,“Geothermal System: Principles and Case Histories”. John Willey & Sons. New York. Giggenbach, W.F., 1988. Geothermal Solute Equilibria Deviation of Na-K-Mg – Ca Geo- Indicators. Geochemica Acta 52. pp. 2749 – 2765. Mahon K., Ellis, A.J., 1977. Chemistry and Geothermal System. Academic Press Inc. Orlando. Telford and Sheriff, 1990, Applied Geophysics, Cambridge University. Gambar 1. Lokasi penyelidikan Gambar 2. Peta geologi daerah Hu’u, Kabupaten Dompu, NTB Gambar 3. Pengelompokan tipe air panas dan Kandungan relative Na, K dan Mg Gambar 4. Diagram Cl, Li dan B Gambar 5. Grafik isotop ¹⁸O vs Deuterium Gambar 6. Peta Kontur Sebaran Hg Tanah Gambar 7. Peta Kontur Sebaran CO₂Udara Tanah, Peta Anomali Sisa Gaya Berat dan Struktur Patahan, Peta Anomali Tahanan Jenis Semu A/B = 1000 m, Penampang Tahanan Jenis Sebenarnya C-3000, D-4000,E-4000 dan F-4000 Gambar 8. Model 3-D Tentatif Panas Bumi Daerah Huu, Kab. Dompu - NTB

PENGEMBANGAN PANASBUMI INDONESIA

2006-04-12T00:09:00.000-07:00

Jumat, 02 April 2004 - 14:11 WIB
SIARAN PERS NOMOR : 07/02/04/2004
PENGEMBANGAN PANASBUMI INDONESIA

Indonesia memiliki sumber daya panasbumi terbesar di dunia. Hingga saat ini telah diketahui 251 lokasi panasbumi dengan total potensi sebesar 27.000 MW. Energi panasbumi memiliki keunggulan yaitu bersih dan sustainable. Akan tetapi, tidak seperti kebanyakan sumber energi lainnya, sumber energi panasbumi tidak dapat ditransportasikan, sehingga harus dikembangkan ditempat dekat sumber panasbumi, yang pada umumnya berada di daearah perbukitan dan terpencil. Pertumbuhan pemanfaatan energi panasbumi belum menggembirakan, antara lain disebabkan kalah bersaing terutama dengan bahan bakar minyak karena adanya subsidi BBM. Disamping itu adanya risiko di sisi hulu pada saat eksplorasi yang harus dipikul pengembang.
Perhatian Pemerintah untuk mengembangkan panasbumi begitu besar terutama sejak 1974 dengan dikeluarkannya berbagai kebijakan. Pemerintah menugaskan Pertamina dengan memberikan kuasa pengusahaan, baik dengan dilakukan sendiri atau kerjasama dengan pihak lain melalui Kontrak Operasi Bersama untuk mengembangkan panasbumi dan menjualnya kepada PLN. Kontrak Penjualan Energi yang pernah dilakukan melalui penugasan ini berjumlah sebesar 3600 MW. Namun hingga saat ini baru 807 MW listrik yang sudah dapat dihasilkan. Sejak tahun 2000 monopoli Pertamina dalam pengembangan panasbumi dicabut.

Undang-undang No. 27 tahun 2004 tentang Panasbumi memberikan kepastian hukum pengembangan panasbumi di Indonesia yang lebih transparan dalam pengusahaannya. Pemerintah diberi tugas untuk menanggung risiko di sisi hulu sebelum ditawarkan kepada pengembang melalui lelang. Setidaknya upaya ini dapat memberikan kepastian cadangan uap panasbumi yang dapat dikembangkan. Tugas pengawasan dan pembinaan dilakukan oleh Pemerintah, yang dahulunya dijalankan oleh Pertamina. Undang-undang ini juga memberikan penegasan bahwa kontrak-kontrak dan wilayah kerja yang pernah dikeluarkan tetap dihormati sampai habis masa berlakunya. Demikian pula bagi hasil Pusat-Daerah (20:80) dari hasil produksi uap panasbumi ditetapkan dalam undang-undang. Dua peraturan pemerintah tengah disusun sebagai turunan dari undang-undang ini yaitu tentang pengusahaan dan tentang pemanfaatan langsung panasbumi.

Kedepan, sesuai dengan Kebijakan Energi dan didukung oleh UU No. 20/2002 tentang Ketenagalistrikan yang memberikan prioritas pada energi terbarukan untuk pembangkitan tenaga listrik, diharapkan pada 2020 diperkirakan sebesar 6000 MW listrik dapat dihasilkan dari panasbumi. Strategi yang ditempuh untuk meraih target ini yaitu mengoptimalkan penggunaan panasbumi pada wilayah kerja panasbumi yang pernah dikeluarkan. Setidaknya terdapat potensi sebesar 5500 MW yang ada di seluruh wilayah kerja tersebut. Diantaranya sebesar 3600 MW yang telah terikat kontrak operasi bersama dan kontrak penjualan energi perlu mendapat prioritas utama untuk diselesaikan. Pengembangan panasbumi dapat juga dilakukan dari wilayah kerja baru terutama pada lokasi-lokasi yang pernah disurvai oleh Pertamina dan Pemerintah. Setidaknya ada 13 lokasi panasbumi yang pernah diselidiki dan ini berpotensi untuk dipromosikan untuk dikembangkan. Demikian pula pengembangan lapangan panasbumi untuk listrik sekala kecil/pedesaan akan terus dilakukan Pemerintah terutama untuk daerah-daerah yang tidak memiliki sumber energi selain panasbumi.

Dalam rangka optimalisasi sumber daya panasbumi, pemanfaatan panasbumi untuk penggunaan langsung dapat dikembangkan bersamaan dengan pengembangan panasbumi untuk listrik atau terpisah terutama pada lapangan-lapangan panasbumi bersuhu rendah.

Dalam jangka panjang perhatian harus dilakukan untuk memperdalam data dan informasi panasbumi dan juga mengidentifikasi lokasi-lokasi baru sumber panasbumi baik untuk kepentingan penggunaan listrik maupun manfaat langsung. Atas dasar ini akan semakin banyak daerah-daerah yang dapat dipromosikan untuk dikembangkan. Demikian pula kelembagaan panasbumi baik yang berhubungan dengan pengaturan, pengawasan, survai dan penelitian baik di Pusat maupun Daerah perlu dievaluasi mengingat target dan ruang lingkup tugas yang cukup besar dalam pengembangan panas bumi.

Krisis Energi Bikin Investor Ketar-ketir - Sabtu, 25 Maret 2006

2006-04-09T19:01:00.000-07:00

Krisis Energi Bikin Investor Ketar-ketir - Sabtu, 25 Maret 2006

Melirik Teknologi Termoelektrik sebagai Sumber Energi Alternatif - Sabtu, 07 Agustus 2004

2006-04-09T02:21:00.000-07:00

Melirik Teknologi Termoelektrik sebagai Sumber Energi Alternatif - Sabtu, 07 Agustus 2004

Thermoelektrik ini tentunya bisa diapaki di panas bumi maupun energi panas lainnya.
Great !

MELIRIK ENERGI PANASBUMI

2006-04-09T02:17:00.000-07:00

MELIRIK ENERGI PANASBUMI

Oleh Bosman Batubara*

Boleh dikata kebijakan diversifikasi energi di Indonesia jomplang. Dikatakan jomplang karena pasar energi di Indonesia masih terkonsentrasi pada Bahan Bakar Minyak (BBM). Hal ini semakin ironis mengingat pelbagai macam “bom waktu” yang tersimpan seiring dengan pemakaian BBM. Sebut saja misalnya, beban negara yang harus terus menyubsidi rakyat, cadangan minyak bumi yang semakin menipis ditingkahi kebutuhan energi yang semakin tinggi, dan tabungan kerusakan ekologis berupa—salah satunya—pemanasan global sebagai akibat terbentuknya selubung pelbagai macam gas di atmosfer bumi kita.

Mengacu pada publikasi Departemen ESDM, Indonesia memiliki cadangan energi fosil berupa 86,9 miliar barrel minyak yang dapat digunakan selama 18 tahun, cadangan gas alam sebesar 384,7 triliun standar kaki kubik, untuk penggunaan selama 61 tahun, dan cadangan batubara sebesar 57 miliar ton, untuk penggunaan selama 147 tahun. Adapun energi non-fosil seperti air dan panasbumi, mencapai setara dengan 219 juta barrel minyak, dan istimewanya cadangan non-fosil ini dapat diperbaharui (renewable), (Kompas, 28/5/05). Sementara kebutuhan manusia akan energi semakin hari semakin meningkat. Ambil contoh, kebutuhan minyak mentah dunia akan naik sebesar kurang lebih 1,7%, dari 82, 4 juta barrel pada tahun 2004, menjadi 83,8 juta barrel pada tahun 2005 (Kompas, 9/5/05).

Untuk permasalahan ekologi, anda jangan heran apabila cuaca di kota anda semakin lama semakin panas. Mudah dipahami. Salah satu penyebab naiknya suhu di permukaan bumi adalah adanya fenomena “efek rumah kaca”. Efek rumah kaca diartikan sebagai kenaikan suhu di bumi karena adanya kandungan berbagai macam gas yang membentuk selubung di atmosfer bumi kita. Kejadiannya kira-kira sebagai berikut. Panas matahari yang sampai di bumi kita, tidak semuanya terserap oleh bumi, tetapi ada bagian-bagian yang dipantulkan kembali ke atmosfer. Begitu sampai di bagian gas yang membentuk selubung tadi, panas matahari hasil pantulan ini tidak bisa menembus selubung gas, tetapi kembali terpantulkan ke arah bumi. Akibatnya suhu di bumi naik. Banyak akibat susulan yang akan timbul karena naiknya suhu di permukaan bumi kita, salah satunya—dan yang paling sering disebut-sebut orang—adalah mencairnya tubuh-tubuh es yang ada di bumi, sehingga ada kemungkinan seluruh daratan di bumi akan tergenang.

Salah satu jenis gas yang membentuk selubung di atmosfer tersebut adalah gas CO₂(karbon diokasida). CO₂, dalam kondisi seimbang, merupakan gas yang dibutuhkan oleh tumbuhan untuk proses pernafasan. Akan tetapi melihat lekasnya laju deforestasi di muka bumi dan pemakaian bahan bakar fosil—salah satu bakal penghasil gas CO₂—maka lama-kelamaan keadaan semakin tidak setimbang. Produksi gas CO₂ terlalu banyak, sementara pengonsumsinya terus berkurang.

Salah satu penghasil gas CO₂ adalah kenderaan bermotor dan mesin-mesin lain yang menggunakan bahan bakar fosil. Sewaktu keluar dari mesin sebagai gas buangan, gas ini masih dalam bentuk CO (karbon monoksida). Karbon monoksida sendiri sangat berbahaya. Dalam darah CO memiliki kemampuan mengikat haemoglobin (butir-butir darah merah), sehingga dapat menghentikan proses pernafasan. Di udara bebas, CO akan bereaksi dengan O₂dan membentuk gas CO₂yang kemudian menyumbang terbentuknya selubung gas “rumah kaca”. Sebagai contoh, di kota Yogyakarta kandungan gas CO yang dihasilkan dari kenderaan bermotor roda 2 dan roda 4 pada tahun 2003 mencapai 0,19-14,95 % (KOMPAS, 30/4/05). Dan kesemuanya itu tentunya menyumbang untuk pemanasan global (global warming) tadi.

Dengan kondisi macam begitu, tidak aneh kalau pasca Kongres Panasbumi Dunia (World Geothermal Congress) 2005 di Antalya, Turki, maka delegasi Asosiasi Panasbumi Indonesia (API) langsung menemui Presiden Susilo Bambang Yudhoyono dan “mengampanyekan” energi panasbumi sebagai salah satu sumber energi di luar BBM yang “dapat diharapkan”.

Banyak faktor penyebab mengapa panasbumi yang, didefinisikan sebagai energi panas dari dalam bumi yang dapat diambil dalam bentuk uap, air panas, atau campuran keduanya (Pri Utami, 2003), dapat diandalkan sebagai sumber energi yang “dapat diharapkan”, terutama untuk kasus Indonesia.

Pertama, tentunya keterdapatan energi panasbumi di Indoneisa yang melimpah. Potensi panas bumi di Indonesia dalam pelbagai macam status sangat melimpah,. Terdiri dari 9530 Megawatt (MW) berstatus Sumberdaya Spekulatif, 4714 Sumberdaya Hipotesis, 9912 MW Cadangan Terduga, 728 MW Cadangan Mungkin dan 2305 Cadangan Terbukti, total jenderal 27.189 MW. Kesemua sumberdaya dan cadangan panasbumi tersebut tedistribusi di 251 lokasi mulai dari provinsi paling barat, NAD, sampai di provinsi paling timur, Papua. Dengan jumlah potensi energi panasbumi sebesar itu, maka Indonesia menjadi negara pemilik cadangan energi panasbumi terbesar di dunia (kurang lebih 40% cadangan dunia). Namun, dari sekian potensi tersebut, yang sudah dimanfaatkan (terpasang) baru 807 MW, (Sjafra Dwipa, 2003).

Kedua, tentunya sifat energi panasbumi yang dapat diperbaharui (renewable). Dengan teknik injeksi, maka uap air yang sudah diambil panasnya untuk memutar turbin dapat dipompakan kembali ke dalam volume batuan di bawah permukaan yang mampu menyimpan dan melalukan fluida serta memiliki temperatur dan tekanan yang sesuai untuk sistem panasbumi (reservoir). Renewabilitas panasbumi inilah yang menjadi salah satu faktor penting yang membedakannya dengan sumber energi lain seperti BBM dan Batubara.

Ketiga, energi panasbumi sebagai energi yang ramah lingkungan. Hal ini ditinjau dari kandungan emisi gas buang energi panasbumi jikalau dibandingkan dengan bahan bakar minyak dan batubara. Emisi gas CO₂ panasbumi sekira 4 kali lebih kecil dari emisi gas CO₂minyak dan batubara, (Pri Utami, 2003).

Keempat, perkembangan rekayasa pemanfaatan terpadu energi panasbumi memperlihatkan gejala domestik. Ini berarti energi panasbumi bukan komoditas ekspor seperti BBM. Dengan demikian energi panasbumi akan menjadi sumber energi lokal dan diharapkan dapat memenuhi kebutuhan energi setempat, sekaligus, efek dominonya diharapkan akan merangsang pertumbuhan daerah terkait.

Begitupun, terlepas dari segala macam keutamaan energi panasbumi seperti yang sudah dipaparkan di atas, ternyata sumber energi ini tidak luput pula menuai kritikan. Meski bernada sangsi, maka tulisan George Junus Aditjondro (GJA) dapat dianggap sebagai salah satunya. GJA mengaitkan keberadaan lapangan panasbumi Lahendong yang diharapkan berkekuatan 60 MW dengan fenomena bocornya seng atap rumah-rumah penduduk di sekitarnya, sehingga harus diganti dengan atap rumbia (GJA, 2003). Padahal, perlu diketahui bahwa gejala pengaratan atap berbahan seng pada daerah sekitar gunungapi yang menghasilkan belerang—lapangan panasbumi umumnya berasosiasi dengan gunungapi—sudah menjadi sesuatu yang lazim. Di sekitar gunung Sorik Marapi (Mandailing Natal, Sumatera Utara) misalnya, sejak zaman dahulu masyarakat disana membangun rumahnya dengan beratapkan ijuk, karena bila memakai seng sangat cepat mengalami pengaratan.

Demikianlah. Sebagai penutup, tiada cara lain, kecuali mengunci tulisan ini dengan harapan; semoga kebijakan energi pemerintah semakin terdiversifikasi. Karena kalau tidak, boleh jadi kita sendiri: manusia, akan terjebak dalam lubang-lubang masalah yang (juga) kita cipta sendiri, dan menyebabkan kepunahan semesta. Dan itu tragis.***

* adalah mahasiswa Jurusan Teknik Geologi FT-UGM

Dari si penulis :
On 4/9/06, bosman batubara wrote:
>
> Saya sudah joint kok Pak di milis "Geologi UGM." Mungkin ada yang
> meng-invite. Terima kasih Pak.
> Btw, saya juga pernah menulis tentang geothermal dulu sewaktu masih menjadi
> mahasiswa (itu dulu atas motivasi dari Pak Sukusen. Saya ga' tau apakah
> beliau masih ingat atau sudah lupa). Dulu pernah dimuat di salah satu koran
> lokal di Medan (persisinya saya sudah lupa). Tetapi sangat dangkal Pak.
> (tetapi yang ini jangan Bapak forward ke milis UGM, wah... saya malu nanti).
> sekali lagi terima kasih.
>
> bb

The Bedugul Geothermal Field, Bali (Indonesia)

2006-04-06T05:34:00.000-07:00

The Bedugul Geothermal Field, Bali (Indonesia)

The Bedugul Geothermal Field, Bali (Indonesia)
M. P. Hochstein (Geology Dept., Univ. of Auckland, NZ), R. Mulyadi and E.J. Joenos (Bali Energy, Denpasar, Indonesia)

The 2.45 km deep well, BEL-03, in the Bedugul Geothermal Field (Bali) has been successfully discharged since May 2004. The well (9 5/8 inch diameter) discharges c. 40 t/h fluids at 14 bar separation pressure with a ‘flowing enthalpy’ of c. 2600 kJ/kg. The fluids are produced from a 2-phase zone within a liquid-dominated reservoir lying below 2 km depth (bottom-hole temperature is c. 300 deg C). A second well of similar design and depth (BEL- 02) has been stimulated, also using liquid nitrogen, and it produces fluids with variable flow and a somewhat lower enthalpy since October 2004. Both wells have been brought to discharge more than 6 yr after their completion in early 1998. A third, nearly 2.7 km deep well (BEL-01) was drilled near a small volcanic cone and encountered > 310 deg C at the bottom; however, the well is not productive.

Fig.1. Map of Bali showing the location of the geothermal

The location of the three deep wells, with their well prospect in the Bratan Caldera and preliminary exploration results (until 1980); inset A shows the location of slim holes and large diameter exploration holes in the Bedugul Field drilled in 1997/98. heads at elevations between 1470 to 1570 m, is shown in the inset on Fig.1.

The recent tests mark the end of a 30 year long period of ‘on and off ’ geothermal exploration of the Bratan Caldera prospect, as it was called in 1974, taking its name from a nearby quasi-ephemeral caldera lake (Danau Bratan) , when the prospect was first investigated as part of a New Zealand bilateral aid project. Exploration was continued after 1976 by Pertamina, the Indonesian State Oil company. Until 1981, low resistivity rocks had been located by DC-resistivity surveys beneath the central part of the caldera (Soetantri and Prijanto, 1982). It was inferred that the associated thermal reservoir feeds two concealed outflows with bicarbonate waters that discharge at elevations between 650 and 300 m from numerous thermal springs over the southern and the western flanks (Fig.1). Temperature-gradient holes, down to 200 m deep, were drilled inside and outside the caldera (Fig.1). Extrapolated data from holes B2 and B3 located inside the caldera indicated that temperatures > 100 deg C would occur at depths > 0.5 km in the central part of the caldera and that any high temperature reservoir lies at much greater depth. This setting explains the lack of surface manifestations except for a small patch of steaming ground (SG in Fig.1) near an old temple (Candi Terataibang) at c. 1400 m elevation which is active only during the dry season. The first exploration model was described by Mulyadi and Hochstein (1981).

Further deep resistivity surveys (MT studies) were conducted in 1987; however, exploration drilling was stalled until 1994 when the project attracted investment by a major US developer. In November 1994, Bali Energy, a joint venture between California Energy and a local company signed a Joint Operation Contract with Pertamina and an Energy Sales Contract with the State Electricity Co. PLN to develop a 4 x 55 MW electrical power plant (a contract signed in the absence of any discovery well). The project was re-named after the Bedugul tourist resort, c. 2 km south of Danau Bratan, and became known as the Bedugul project. The project was re-started with additional geophysical surveys (TDEM-MT surveys) leading in 1997 to the drilling of ‘slim holes’ (TCH-1 to TCH-6, see inset on Fig.1) to delineate the temperature- and geological structure of the prospect. The holes had a diameter of 2 and 3/8 inch and were fully cored; they were drilled down to between 1.3 and 1.6 km depth (except for TCH-2 which is only 0.7 km deep). The slim holes confirmed the earlier model that high temperatures only occur at great depths inside the caldera. Low temperatures (<>

As a result of the 1997-1998 financial crisis, the Indonesian Government suspended seven geothermal projects with foreign investments; the list included the Bedugul project. California Energy stopped all operations in Bali and did not test any of the completed three deep wells (BEL-01, 02, 03) which were pressurized and sealed to allow for later testing. The Indonesian government invited investors to continue with the Bedugul Project whose assets were taken over in 2002 by the re-constituted ‘Bali Energy’ company (mainly Indonesian owned). ‘Bali Energy’, as the present developer of the field, started with testing of the deep wells in 2004. In a strict sense, well BEL-03 is the ‘discovery well’ of the Bedugul Field. The well is also the discovery well of one of the deepest high temperature geothermal reservoirs ever explored successfully.

References
Mulyadi, R., and Hochstein, M.P. (1981). Exploration of the Bratan Caldera geothermal prospect (Central Bali). Proceedings NZ Geothermal Workshop 1981, Univ. of Auckland, pp. 189-193.
Soetantri, B. and Prijanto (1982). Assessment of the reservoir potential of Bali Geothermal Field, Indonesia. Transactions (3rd) Circum-Pacific Energy and Mineral Resources Conference, pp.459-464.

(from IGA News #59, January - March 2005)

A Common Energy Policy for Europe

2006-04-04T06:05:00.000-07:00

Andris Piebalgs Energy Commissioner

A Common Energy Policy for Europe

EU Energy Policy and Law Conference
Brussels, 9 March 2006

Ladies and Gentlemen,

The Green Paper adopted yesterday by the Commission represents a new beginning for energy policy in Europe. It marks a real change in direction and signals a realisation that energy is now truly a global issue and the challenges that we face can only be solved at the global, and thus fir Europe, Community level. It also recognises that the world is facing whole new energy challenges, and I would like to highlight just a few:

Firstly, global demand for oil and gas is increasing very rapidly. Oil demand has risen by as much as 2½ million barrels per day in recent years, driven not only by enormous growth in China and India, but equally in the US. This is inevitably putting pressure on supply, which, along with the current instability in some oil producing countries, is leading to volatility and high prices. In a longer term perspective, the world is now consuming two barrels of oil for every new barrel discovered. Competition for resources is growing. Gas demand is rising too, and competition for gas on a global scale is now a reality. Global oil markets are not characterised by transparency and, put quite simply, we do not know how long oil will last, but we do know that the clock is ticking.
Secondly, at the same time, the EU is becoming ever more dependent on imported hydrocarbons. On present trends, the EU will import 70% of its energy in 2030 compared to 50% today. This is not a problem as such, provided that suppliers are stable and that they are willing to ensure that the investments needed to meet demand at reasonable prices are made in due time. But can this be taken for granted, especially when much of the new investment will be needed in countries where investments by private companies are strongly regulated or restricted?
Thirdly, massive investment is needed throughout the global energy system to meet future energy demand. In Europe alone, this could be as much as one trillion Euros over the next 20 years. Globally, we are talking about 16 trillion $. This concerns electricity systems and energy efficiency as well as fuels. Without a secure and transparent investment climate, and functioning markets and infrastructures, will this happen?
Finally, global warming is not just happening, it is accelerating. According to the Intergovernmental Panel on Climate Change, greenhouse gas emissions have already made the world 0.6 degrees hotter and if no action is taken we will cause an increase up to 5.8 degrees by the end of the century. The 21^st century is likely to show significant impacts on weather patterns, such as higher maximum temperatures, more heat waves, increased dry summers, more droughts, and more floods and severe storms. All regions in the world – and also the EU - will have to face serious impacts on their economies and ecosystems. To make its contribution to stabilising global climate change, the EU will need to reduce its CO2 emissions by at least 50% over the next decades, and other countries will have to play their part. This is at a time when global emissions of CO2 are accelerating, and the EU is struggling to meet its existing emissions targets. In short, we are finally beginning to realise the magnitude and the urgency of this challenge.

This energy challenge requires a global response: a new energy system, based on effective collaboration between producers and consumers, efforts to increase energy efficiency worldwide and a quantum leap in the production of renewable and low carbon energy. The EU is in a unique position to lead this response – it heads the world in terms of efforts to produce competitive renewables and energy efficiency and has established effective energy dialogues with both producers and consumers. However, European energy policy has to-date been fragmented and less focussed than it might be, which has certainly reduced its impact on the global scene. If Europe could agree its clearly identified energy goals and priorities and pursue them rigorously with a single voice, it can lead the new global energy agenda, not follow it. This is the fundamental reason why Europe needs a common energy policy.

The Green Paper adopted by the Commission yesterday puts forward a basis for such a Common EU Energy Policy. It starts from the consensus that our energy policy should have three core objectives, sustainable development, competitiveness and security of supply. These are not mutually exclusive goals, but complimentary ones; each aspect of our energy policy needs to contribute to all three goals, and taken together, represent a coherent package to achieve them.

The Green Paper identifies six priority areas where action is needed.

The first priority area concerns the development of fully competitive internal energy markets in Europe. I know that this will be discussed in more detail later today, so on this priority I shall limit my comments to state that I am personally determined that by the end of this Commission, all the necessary legal and regulatory instruments and bodies are in place to guarantee truly competitive and European electricity and gas markets.

Whilst I will await the findings of my Services at the end of this year to reach a definitive conclusion on this issue, it is clear that today there remains too many barriers to competition and too many differences between the rules of the game in the different Member States. Markets remain national in scope and there is no level playing field. Half finished liberalisation in these sectors will not bring all the benefits to EU citizens and industry that we have set out to achieve, and the Commission is deeply committed to resolving this.

The second priority area identified in the Green Paper concerns security of supply within these internal markets; often referred to in terms of solidarity between Member States in the event of a crisis. The Green Paper outlines a series of measures that can be taken not only to deal with internal energy crises, but to prevent them developing. Notably,

The establishment of a European Energy Supply Observatory identifying likely shortfalls in infrastructure and supply at an early stage and complementing on an EU level the work of the International Energy Agency.
Improved network security through increased collaboration and exchange of information between transmission system operators, possibly through a new European grouping, a European Centre for Energy Networks.
A new crisis mechanism to prepare for and ensure rapid solidarity and possible assistance to a country facing difficulties following damage to its essential physical infrastructure and possible common standards or measures might be taken to protect infrastructure.
A more coordinated Community response in the event of an IEA decision to release stocks. In particular, the publication on a more regular and transparent basis the state of Community oil stocks, and
The re-examination of the existing Directives on gas and electricity security of supply to ensure they can deal with potential supply disruptions. This is likely to include a new legislative proposal concerning gas stocks to ensure that the EU can react to shorter term emergency gas supply disruptions in a manner that ensures solidarity between Member States.

These are important; creating a competitive electricity and gas market gives rise to whole new challenges in terms of security of supply. It is clear that properly liberalised energy markets enhance, not reduce security of supply, but this requires a proper framework. These new ideas would go a long way to meet this need.

The third priority identified in the Green Paper goes to the heart of a European energy policy, the EU’s energy mix. How to reconcile the fact that the choice of a Member States energy mix is and will remain a question of subsidiarity with the reality that choices made by one Member State inevitably have an impact on the energy security of its neighbours and of the Community as a whole? For example, decisions to rely largely or wholly on natural gas for power generation in any given Member State have significant effects on the security of supply of its neighbours in the event of a gas shortage. Decisions by Member States relating to nuclear energy can also have very significant consequences on other Member States in terms of the EU’s dependence on imported fossil fuels and CO₂ emissions. In reality, therefore, a European approach on the EU’s energy mix is vital, that nonetheless respects subsidiarity.

This can be first achieved through transparency. On a regular basis, therefore, the Commission suggests that it put forward a comprehensive Strategic EU Energy Review, covering all aspects of energy policy. In particular this should analyse all the advantages and drawbacks of different sources of energy, from indigenous renewable energy sources to coal and nuclear. On the latter issue Europe must have an objective debate. Nuclear power, at present, contributes roughly one-third of the EU’s electricity production and represents the most important source of largely carbon free energy in Europe. It is up to Member States to decide whether or not to rely on nuclear electricity, but the consequences of such decision for the EU as a whole need to be transparent.

Furthermore, the results of this Review could be for Europe to move towards a concrete agreement on an overall “Strategic European Energy objective” at Community level. This target would provide a benchmark on the basis of which the EU’s developing energy mix could be judged. It would help the EU to stem the increasing dependence on imports. For example, an objective might be agreed to maintain or achieve a minimum level of the overall EU energy mix from secure or indigenous and low-carbon carbon energy sources. Such a benchmark would reflect the potential risks of excessive import dependency, identify an overall aspiration for the long term development of low carbon energy sources and permit the identification of the essentially internal measures necessary to achieve these goals. It would combine the freedom of Member States to choose between different energy sources and the need for the EU as a whole to have an energy mix that, overall, meets its three core energy objectives.

The fourth priority area identified in the Green Paper follows on from the energy mix discussion, and addresses the question how should Europe address its climate change goals in an integrated manner, in other words in a way that positively contributes to its competitiveness and security of supply. This is becoming an ever more vital question. If the EU is to reduce its CO2 emissions by 50% or more in the coming decades, it will need a series of actions, including for example clean coal and carbon sequestration. In any event it will require a major increase in carbon free energy sources.

In order to achieve this, and at the same time focus on its Lisbon goals, the point of departure is that future targets and objectives in this area have to be made on the basis of a robust cost-benefit analysis. This impact assessment will be carried out in the coming months, leading to conclusions being drawn in the Strategic EU Energy Review that I mentioned earlier. However, already at this stage I can identify two areas where concrete actions are being considered.

Firstly, the Commission will this year propose an Action Plan on Energy Efficiency with concrete measures to reach a target of reducing the EU’s energy use on a business-as-usual scenario by 20% by 2020. Energy efficiency is the only “no-brainer” in energy policy. An effective energy efficiency policy based on implementing cost-effective measures is the only that, without reservation, contributes to all three objectives of sustainable development, competitiveness and security of supply. This is why it has been my highest priority since taking office and will remain so at least until the end of this Commission. Although the Action Plan is “work in progress”, I expect that it will cover at least:

Long-term targeted energy efficiency campaigns,
New financial instruments to catalyze investments by commercial banks,
Mechanisms to stimulate investment in energy efficiency projects and energy services companies, and
A major effort to improve energy efficiency in the transport sector and in particular to improve rapidly urban public transport in Europe’s major cities.

Finally, energy efficiency needs to become a global priority. It is my intention that the Action Plan serves as a “launch pad” to catalyse similar action worldwide, in close collaboration with the IEA and the World Bank. In particular, the EU should propose and promote an international agreement on energy efficiency, involving both developed and developing countries. This will be one of my priorities over the coming months.

In addition to energy efficiency, it is clear that the EU will have to take a quantum leap in terms of its use of renewable energy and to make a major drive to make it competitive with “traditional” energy sources. This is necessary not only for reasons of climate change; we have to lay the foundations today for finding a solution for when oil supply can no longer cope with demand. This is an obligation that we have to future generations of European citizens; quite possibly our children. The Green paper provides the opportunity for the EU to take the next step in this respect, confirming its world leadership in the renewable energy technologies that represent a rapidly growing global market. As a part of the Strategic EU Energy Review, the Commission will bring forward a Renewable Energy Road Map.

This will cover key issues for an effective EU policy on renewables such as:

An active programme with specific measures to ensure that existing targets are met.
Consideration of which targets or objectives to 2020 are necessary, and the nature of such targets, in order to provide long term certainty for industry and investors, as well as the active programmes and measures needed to make this a reality.
A new Community Directive on heating and cooling, complementing the Community energy saving framework.
A detailed short, medium and long term plan to stabilise and gradually reduce the EU’s dependence on imported oil, and
Research, demonstration and market replication initiatives to bring clean and renewable energy sources closer to markets.

The fifth Priority area for action identified in the Green paper concerns the wider aspects of energy and research. The EU is the only area in the world that is effectively putting a price on carbon, encouraging not only research into low or neutral carbon technologies, but also their implementation on the ground. These technologies represent multi-billion Euro global markets of the future. Anyone who pays careful attention to the emerging research on global warming knows that a climate wake-up call is only a question of time and that others will follow Europe’s lead, and hopefully sooner rather than later. We need to make sure that Europe turns this determination to act into a competitive advantage in research terms. This means focussing the money spent at both national and Community level in programmes that are co-ordinated, focussed and result-orientated. The Commission will therefore put forward a strategic energy technology plan for consideration by the European Council and Parliament in the near future.

The final priority area of the Green Paper is, in my opinion, one of the most important. It concerns external energy policy. It is this area, together with the energy mix, that a major step change is proposed in order to deal with the global energy challenges that I outlined earlier. Put simply, Europe needs to use its economic and political weight on the world stage in a much greater way than it has done in the past. It needs to define clearly its goals and aspirations regarding its energy partners, both suppliers and consumers, and then speak with one voice to pro-actively promote these interests.

Firstly, therefore, we need clear agreement on our goals. This should be done thorough the Strategic EU Energy Review for the European Council and Parliament. This would offer a single reference point for all actors in European energy at both Community and national level, enabling not only an effective exchange of information but also a real co-ordination of approach: it would indeed enable the EU “to speak with the same voice”. The first such Strategic Review will need to be prepared by the Commission during the coming months. However, it is already possible to identify some areas that it will need to cover:

(i) A clear and pro-active policy on securing and diversifying energy, and in particular gas, supplies.

The EU needs an active, not a “laissez-faire” approach to the infrastructure that serves its markets. This has not happened in the past. The Strategic Review should therefore propose clearly identified European priorities for new gas pipelines and LNG terminals as well as the concrete political, financial and regulatory measures needed at European and national level to actively support business in completing them. Examples mentioned in the Green Paper include independent gas pipeline supplies from the Caspian region and North Africa into the heart of the EU and new LNG terminals serving markets that are presently characterised by a lack of competition between gas suppliers.

(ii) More effective energy partnerships

In addition, the definition of clear external energy priorities for the EU will enable better use to be made of its energy dialogues. In particular, it will enable real focus on the question how to develop a more effective energy partnership with Russia, more similar for example to the model relationship of the EU with Norway, based on the recognition of our inter-dependence, secure investment conditions and reciprocity in terms of access to markets and infrastructure. At the same time we need to seize the impetus of the G8 and push for rapid retification of the Energy Charter and the Transit Protocol.

Specifically with respect to Norway, the EU needs to take tangible steps to support Norway’s efforts to open the high north of Europe to energy development in an environmentally responsible way. This will represent an important element of the EU’s future security of energy supplies and merits our strong backing.

(iii) Developing a pan-European Energy Community

The South-East Europe Energy Community is a major success. It makes a start in creating a “common regulatory space” around Europe, progressively developing common trade, transit and environmental rules, market harmonisation and integration. This creates a predictable and transparent market to stimulate investment and growth, as well as security of supply, for the EU and its neighbours. Expanding this will be a priority for the EU’s Common Energy Policy, to progressively create a pan-European energy Community, including for example Turkey and Ukraine, as well as Norway, rather quickly. A similar model is being pursued regarding the Euro-Med, and needs to develop further. Finally, priority needs to be given to developing real energy partnerships with the Caspian countries.

(iv) Reacting effectively to external crisis situations

Any European energy policy needs to focus on how best to react to external energy crises. Recent experiences, with respect to both oil and gas, have shown the need for the Community to be able to react quickly and in a fully co-ordinated manner to such events. At present, the EU has no formal instrument dealing with external energy supplies; it needs one, and quickly.

Finally, it should be underlined that a European Energy Policy needs to take an integrated approach, involving all the aspects of the Commission’s and the European Union’s work. This goes for example, for tax policy, agriculture, trade and environment, to name but a few. However, I would like to single out development policy, because I think that an intelligent energy approach to the EU’s assistance programmes could bring profound benefit. Sub-Saharan Africa, for example, has the lowest access in the world to modern energy services. On the other hand it has enormous resources, particularly in terms of local and renewable energy – only 7% of Africa’s hydropower potential is tapped, its solar potential is practically unlimited. Getting a really integrated approach in this area must be one of the key outputs of the follow-up to the Green paper.

Ladies and Gentlemen,

In conclusion, The Green Paper sets out the new energy realities facing Europe, in a world of global interdependence; energy policy necessarily has a European dimension. I believe that there is widespread acceptance of this. The challenge now is to take the issues and options outlined in the Green Paper and engage in a real and widespread debate across Europe – I want the consultation on this paper to be the model for such exercises in the future. On this basis, we need to rapidly reach conclusions and move to concrete action, possibly by the end of this year.

Prospek Energi Panas Bumi di Indonesia

2006-04-03T06:01:00.000-07:00

30 Januari 2006 08:18:48
Prospek Energi Panas Bumi di Indonesia
http://www.dpmb.esdm.go.id/

Prospek Energi Panas Bumi di Indonesia

Dalam rangka memasuki era industrialisasi maka kebutuhan energi terus meningkat dan untuk mengatasi hal ini perlu dipikirkan penambahan energi melalui pemilihan energi alternatif yang ramah terhadap lingkungan. Salah satu energi altematif tersebut adalah pemanfaatan energi panas bumi yang cukup tersedia di Indonesia. Tulisan ini akan menguraikan secara garis besar tentang kebutuhan energi dan peranan energi panas bumi dalam rangka memenuhi kebutuhan energi serta prospeknya di Indonesia.

Pendahuluan

Keberhasilan pembangunan pada PELITA V telah meletakkan dasar-dasar pembangunan industri yang akan dilaksanakan pada PELITA VI dan tahun-tahun berikutnya, ternyata mempunyai konsekwensi dalam hal penyediaan energi listrik untuk dapat menggerakkan kegiatan industri yang dimaksud. Untuk mengatasi kebutuhan energi listrik yang terus meningkat ini, usaha diversifikasi energi mutlak harus dilaksanakan. Salah satu usaha diversifikasi energi ini adalah dengan memikirkan pemanfaatan energi panas bumi sebagai penyedia kebutuhan energi listrik tersebut. Dasar pemikiran ini adalah mengingat cukup tersedianya cadangan energi panas bumi di Indonesia, namun pemanfaatannya masih sangat sedikit. Indonesia sebagai negara vulkanik mempunyai sekitar 217 tempat yang dianggap potensial untuk eksplorasi energi panas bumi.

Bila energi panas bumi yang cukup tersedia di Indonesia dapat dimanfaatkan secara optimal, kiranya kebutuhan energi listrik yang terus meningkat akan dapat dipenuhi bersama-sama dengan sumber energi lainnya. Pengalaman dalam memanfaatkan energi panas bumi sebagai penyedia energi listrik seperti yang telah dilaksanakan di Jawa Tengah dan Jawa Barat akan sangat membantu dalam pengembangan energi panas bumi lebih lanjut.

Dasar Teori

Panas bumi adalah anugerah alam yang merupakan sisa-sisa panas dari hasil reaksi nuklir yang pernah terjadi pada awal mula terbentuknya bumi dan alam semesta ini. Reaksi nuklir yang masih terjadi secara alamiah di alam semesta pada saat ini adalah reaksi fusi nuklir yang terjadi di matahari dan juga di bintang-bintang yang tersebar di jagat raya. Reaksi fusi nuklir alami tersebut menghasilkan panas berorde jutaan derajat Celcius. Permukaan bumi pada mulanya juga memiliki panas yang sangat dahsyat, namun dengan berjalannya waktu (dalam orde milyard tahun) suhu permukaan bumi mulai menurun dan akhirnya tinggal perut bumi saja yang masih panas berupa magma dan inilah yang menjadi sumber energi panas bumi.

Energi panas bumi digunakan manusia sejak sekitar 2000 tahun SM berupa sumber air panas untuk pengobatan yang sampai saat ini juga masih banyak dilakukan orang, terutama sumber air panas yang banyak mengandung garam dan belerang. Sedangkan energi panas bumi digunakan sebagai pembangkit tenaga listrik baru dimulai di Italia pada tahun 1904. Sejak itu energi panas bumi mulai dipikirkan secara komersial untuk pembangkit tenaga Iistrik.

Energi panas bumi adalah termasuk energi primer yaitu energi yang diberikan oleh alam seperti minyak bumi, gas bumi, batubara dan tenaga air. Energi primer ini di Indonesia tersedia dalam jumlah sedikit (terbatas) dibandingkan dengan cadangan energi primer dunia. Sebagai gambaran sedikitnya atau terbatasnya energi tersebut adalah berdasarkan data pada Tabel I.

Tabel 1 Cadangan energi primer dunia.
cadangan Minyak Bumi	Indonesia 1,1 %	Timur Tengah 70 %
Cadangan Gas Bumi	Indonesia 1-2 %	Rusia 25 %
Cadangan Batubara	Indonesia 3,1 %	Amaerika Utara 25 %

Energi panas bumi yang ada di Indonesia pada saat ini dapat dikelompokkan menjadi:

1. Energi panas bumi "uap basah"

Pemanfaatan energi panas bumi yang ideal adalah bila panas bumi yang keluar dari perut bumi berupa uap kering, sehingga dapat digunakan langsung untuk menggerakkan turbin generator listrik. Namun uap kering yang demikian ini jarang ditemukan termasuk di Indonesia dan pada umumnya uap yang keluar berupa uap basah yang mengandung sejumlah air yang harus dipisahkan terlebih dulu sebelum digunakan untuk menggerakkan turbin.

Gambar 1. Pembangkitan tenaga listrik dari energi panas bumi "uap basah".

Uap basah yang keluar dari perut bumi pada mulanya berupa air panas bertekanan tinggi yang pada saat menjelang permukaan bumi terpisah menjadi kira-kira 20 % uap dan 80 % air. Atas dasar ini maka untuk dapat memanfaatkan jenis uap basah ini diperlukan separator untuk memisahkan antara uap dan air. Uap yang telah dipisahkan dari air diteruskan ke turbin untuk menggerakkan generator listrik, sedangkan airnya disuntikkan kembali ke dalam bumi untuk menjaga keseimbangan air dalam tanah. Skema pembangkitan tenaga listrik atas dasar pemanfaatan energi panas bumi "uap basah" dapat dilihat pada Gambar 1.

2. Energi panas bumi "air panas"

Air panas yang keluar dari perut bumi pada umumnya berupa air asin panas yang disebut "brine" dan mengandung banyak mineral. Karena banyaknya kandungan mineral ini, maka air panas tidak dapat digunakan langsung sebab dapat menimbulkan penyumbatan pada pipa-pipa sistim pembangkit tenaga listrik. Untuk dapat memanfaatkan energi panas bumi jenis ini, digunakan sistem biner (dua buah sistem utama) yaitu wadah air panas sebagai sistem primemya dan sistem sekundernya berupa alat penukar panas (heat exchanger) yang akan menghasilkan uap untuk menggerakkan turbin.

Energi panas bumi "uap panas" bersifat korosif, sehingga biaya awal pemanfaatannya lebih besar dibandingkan dengan energi panas bumi jenis lainnya. Skema pembangkitan tenaga listrik panas bumi "air panas" sistem biner dapat dilihat pada Gambar 2.

Skema pembangkitan tenaga listrik energi panas bumi "air panas"

3. Energi panas bumi "batuan panas"

Energi panas bumi jenis ini berupa batuan panas yang ada dalam perut bumi akibat berkontak dengan sumber panas bumi (magma). Energi panas bumi ini harus diambil sendiri dengan cara menyuntikkan air ke dalam batuan panas dan dibiarkan menjadi uap panas, kemudian diusahakan untuk dapat diambil kembali sebagai uap panas untuk menggerakkan turbin. Sumber batuan panas pada umumnya terletak jauh di dalam perut bumi, sehingga untuk memanfaatkannya perlu teknik pengeboran khusus yang memerlukan biaya cukup tinggi. Skema pembangkitan tenaga listrik energi panas bumi "batuan panas" dapat dilihat pada Gambar 3.

Gambar 3. Skema pembangkitan tenaga listrik energi panas bumi "batuan panas"

Kebutuhan Energi di Indonesia

Sudah dikemukakan bahwa keberhasilan pembangunan terlebih lagi dalam rangka menggerakkan perindustrian di Indonesia, maka kebutuhan energi akan terus meningkat dengan pesat. Masalah kebutuhan energi dan usaha untuk mencukupinya merupakan masalah serius yang harus dipikirkan, agar energi primer khususnya energi fosil yang ada tidak terkuras habis hanya "sekedar dibakar "untuk menghasilkan tenaga listrik. Padahal sumber daya alam energi fosil merupakan sumber kekayaan yang sangat berharga bila digunakan sebagai bahan dasar industri petrokimia. Dalam bidang industri petrokimia ini Indonesia sudah cukup berpengalaman mulai dari mendesain, membangunnya sampai dengan mengoperasikannya, sehingga pemanfaatan bahan bakar fosil melalui industri petrokimia jelas akan mendatangkan devisa yang sangat besar.. Atas dasar pemikiran ini maka sebaiknya sumber daya alam energi fosil difokuskan untuk industri petrokimia, sedangkan kebutuhan energi dipikirkan dari sumber energi primer lainnya misalnya energi panas bumi.

Sebagai gambaran kebutuhan atau konsumsi energi di Indonesia berdasarkan sektor kebutuhan untuk industri, transportasi dan rumah tangga pada Pelita Vl adalah seperti yang tampak pada Grafik 1.

Berdasarkan data yang telah diolah pada Grafik 1 tersebut di atas, tampak bahwa kebutuhan energi meningkat dari 284,3 juta SBM pada akhir Pelita V menjadi 504,5 SBM pada akhir Pelita VI. Dalam pengamatan tampak juga bahwa konsumsi energi sektor industri meningkat lebih cepat dibandingkan sektor-sektor lainnya. Hal ini terlihat dari pangsa konsumsi energi sektor industri meningkat dari 38,0 % pada akhir Pelita V menjadi 48,6 % pada akhir Pelita Vl.

Penyediaan Energi di Indonesia

Mengingat akan banyaknya kebutuhan energi yang diperlukan untuk menggerakkan pembangunan khususnya dalam bidang industri seperti telah ditampilkan pada Grafik l di atas, maka persoalan berikutnya adalah bagaimana mengenai penyediaan energi untuk memenuhi kebutuhan energi tersebut. Mengenai penyediaan energi tersebut usaha diversifikasi telah dilakukan agar kebutuhan energi tidak semata-mata tergantung pada minyak bumi saja. Untuk itu dapat dilihat penyediaan energi primer berdasarkan jenis energi yang ada di Indonesia seperti tampak pada Grafik 2

Bila dikaji dari data yang telah diolah melalui Grafik 2 tersebut di atas, tampak bahwa usaha diversifikasi energi primer telah berhasil menurunkan pangsa pemakaian minyak bumi dalam usaha memenuhi kebutuhan energi dari 63,7 % pada akhir Pelita V menjadi 52,3 % pada akhir Pelita Vl. Sedangkan pangsa pemakaian batubara mengalami kenaikan dari 8,2 % pada akhir Pelita V menjadi 17,5 % pada tahun 1998/99 ini.

Selain dari pada itu, bila dikaji lebih cermat ternyata pemakaian energi panas bumi yang selama ini sering terabaikan, temyata sudah mulai diperhatikan sebagai usaha mencukupi kebutuhan energi di Indonesia. Hal ini tampak dari kenyataan bahwa pada tahun 1994/95 (akhir Pelita V) pangsa energi panas bumi hampir tak berarti hanya sekitar 0,6 % saja dari seluruh pemenuhan kelzutuhan energi, akan tetapi pada tahun 1998/99 pangsa energi panas bumi telah naik hampir 3 kali lipat menjadi 1,7 %. Keadaan ini sudah barang tentu sangat memberikan harapan bagi pengembangan energi panas bumi pada masa mendatang.

Prospek Energi Panas Bumi di Indonesia

Sebelum membahas lebih lanjut mengenai prospek energi panas bumi di Indonesia, ada baiknya kalau melihat pemanfaatan energi panas bumi di negara lain sebagai upaya pemenuhan kebutuhan energinya. Berdasarkan beberapa acuan dapat dilihat pemanfaatan energi panas bumi di beberapa negara seperti tampak pada Tabel 2.

Tabel 2 Pemanfaatan dan perkembangan energi panas bumi di berbagai negara
Negara	1976 (MW)	1980 (MW)	1985 (MW)	2000 (MW)
Amerika Serikat Italia Filipina Jepang Selandai Baru Meksiko Islandia Rusia Turki China Indonesia Argentina Kanada Spanyol	522 421 - 68 192 78,5 2,5 3 0,5 1 - - - -	908 455 443 218 203 218 64 5,7 0,5 3 2,3 - - -	3.500 800 1.726 6.900 282 1.000 150 - 400 50 32,3 20 10 25	30.000 - 4.000 48.000 352 10.000 500 - 1.000 200 3.500 - - 200
Jumlah	1.288,5	2.520,5	14.895,3	97.752

Apabila dilihat dari Tabel 2 tersebut di atas, tampak bahwa pemenuhan kebutuhan energi listrik pada beberapa negara melalui pemanfaatan energi panas bumi terus meningkat. Angka-angka untuk berbagai negara pada tahun 2000 masih merupakan perkiraan yang masih terus dikaji ulang.

Indonesia sebagai negeri vulkanik memiliki 217 tempat yang diperkirakan potensial sebagai sumber energi panas bumi. Berdasarkan perkiraan data tahun 1997 potensi energi panas bumi di Indonesia adalah sebagai yang tertera pada Tabel 3.

Tabel 3 Potensi energi panas bumi di Indonesia
Daerah sumber energi panas bumi	Potensi energi panas bumi (MW)
Sumatera Jawa Sulawesi Nusa Tenggara Maluku Irian Jaya	9.562 5.331 1.300 200 100 165
Jumlah Kesuluruhannya	16.658

Apabila dilihat dari Tabel 2 tampak bahwa pemanfaatan energi panas bumi di Indonesia pada tahun 1985 baru 32,3 MW, sedangkan menurut data terakhir sampai dengan tahun 1997 energi panas bumi yang sudah dimanfaatkan mencapai 305 MW. Dalam waktu sekitar 10 tahun telah terjadi kenaikan kurang lebih 10 kali, suatu kenaikan yang cukup optimis dalam hal pemanfaatan energi panas bumi. Padahal pemanfaatan yang mencapai 305 MW pada tahun 1997 tersebut baru 1,83 % dari potensi energi panas bumi yang ada.

Pangsa pemanfaatan energi panas bumi 1,83 % dari total potensi yang tersedia sudah barang tentu masih sangat kecil. Oleh karena itu kemungkinan untuk menaikkan pangsa pemanfaatan energi panas bumi masih sangat terbuka lebar, dengan kata lain bahwa prospek pemanfaatan energi panas bumi di Indonesia masih sangat menguntungkan bagi para penanam modal yang akan bergerak dalam bidang energi panas bumi. Hal ini terbukti dengan akan dibangunnya lagi 4 unit berkekuatan 55 MW di Gunung Salak Jawa Barat, suatu proyek patungan antara Pertamina dan PT Unocoal Geotherrnal Indonesia. Proyek-proyek berikutnya sudah barang akan segera disusul oleh penanam modal lainnya, mengingat bahwa kebutuhan energi di Indonesia yang terus meningkat.

Kesimpulan

Berdasarkan uraian tersebut di atas, kiranya dapat disimpulkan bahwa prospek pemanfaatan energi panas bumi di Indonesia cukup menjanjikan. Apalagi kalau diingat bahwa pemanfaatan energi panas bumi sebagai sumber penyedia tenaga listrik adalah termasuk teknologi yang tidak menimbulkan pencemaran terhadap lingkungan, suatu hal yang dewasa ini sangat diperhatikan dalam setiap pembangunan dan pemanfaatan teknologi, agar alam masih dapat memberikan daya dukungnya bagi kehidupan umat manusia. Bila pemanfaatan energi panas bumi dapat berkembang dengan baik, maka kota-kota di sekitar daerah sumber energi panas bumi yang pada umumnya terletak di daerah pegunungan, kebutuhan tenaga listriknya dapat dipenuhi dari pusat listrik tenaga panas bumi. Apabila masih terdapat sisa daya tenaga listrik dari pemanfaatan energi panas bumi, dapat disalurkan ke daerah lain sehingga ikut mengurangi beban yang harus dibangkitkan oleh pusat listrik tenaga uap, baik yang dibangkitkan oleh batubara maupun oleh tenaga diesel yang keduanya menimbulkan pencemaran udara.

Prospek Bisnis Panasbumi

Cadangan minyak nasional diindikasikan semakin menipis dan pada tahun 2000. Indonesia akan menjadi pengimpor minyak, sedangkan cadangan batubara dan gasbumi akan terbatas menjadi sumber energi primer karena peranannya bergeser menjadi komoditi ekspor. Maka panasbumi dapat diharapkan menjadi salah satu sumber energi pilihan utama mengisi kebutuhan energi apabila dikelola secara profesional dan efisien.

KUBE (Kebijaksanaan Umum Bidang Energi) merupakan pedoman seluruh instansi pemerintah maupun swasta dalam mengembangkan potensi energi setiap Repelita. Khusus untuk sumber energi panasbumi, pengembangannya masih sangat lamban jika dibandingkan dengan pengembangan sumber energi lainnya. Sehingga sampai saat ini pemanfaatan sumber panasbumi baru mencapai sekitar 5%. Ditinjau dari potensi panasbumi yang diperkirakan sebesar 19.000 MW, menjadikan panasbumi suatu alternatif yang potensial sebagai energi alternatif di masa depan.

Pada tahun 1974, mulai dilaksanakan eksplorasi sumber panasbumi oleh Pertamina dan pada tahun 1982, PLN berhasil membangun pembangkit listrik PLTP Kamojang Unit 1 sebesar 30 MW kemudian diteruskan pembangunan Unit 2 & 3 dengan kapasitas 2x55 MW pada tahun 1986, setelah itu Pertamina terus melakukan pemboran uap di lapangan Kamojang sehingga saat ini tersedia uap di mulut sumur antara 40 - 60 MW.

Saat dimulainya pengusahaan panasbumi di lapangan Kamojang tersebut (pada tahun 1974), belum ada ketentuan yang jelas mengenai pengaturan dan pengelolaan dalam pemanfaatan suatu lapangan panasbumi. Kemudian pada tahun 1981 muncul Keppres No. 22 Tahun 1981 tentang pemberian kuasa pengusahaan dan eksplorasi sumberdaya panasbumi untuk pembangkitan energi/listrik kepada Pertamina di Indonesia. Ternyata proses pengembangannya masih dinilai lambat, sehingga perlu dimunculkan Keppres No. 45 Tahun 1991 yang mengatur bahwa selain Pertamina diijinkan pula BUMN yang lainnya serta Swasta Nasional dan Koperasi dapat ikut serta mengusahakan sumberdaya panasbumi untuk pembangkit listrik. Dengan memberi peran yang luas kepada swasta nasional inipun masih banyak ditemui kendala dalam pengembangan panasbumi. Akhirnya muncul Keppres No. 37 Tahun 1992 yang mengijinkan pihak swasta dalam pengusahaan tenaga listrik termasuk sumber energi dari panasbumi.

Namun berbagai resiko masih melekat dalam pengembangan panasbumi di Indonesia, antara lain adalah masalah kelembagaan yang timbul antara eksistensi Pertamina dan PLN, masalah regulasi lainnya dalam bidang energi, secara akumulatif menyebabkan pengembangan panasbumi berjalan lambat dan akhirnya membawa konsekuensi biaya tinggi yang tercermin oleh tingginya harga jual listrik PLTP. Sejak 1994 sebanyak 11 buah ESC (Energy Sales Contract) sudah ditandatangani.

Menarik pengalaman dari keberhasilan Pertamina, banyak investor swasta yang ingin investasi dalam pengembangan panasbumi tetapi harga jual listrik masih mahal sekitar 8 sen dolar (lihat Tabel 1), hal ini disebabkan karena belum adanya regulasi yang tepat dan mereka menganggap proyek ini berisiko tinggi. Oleh sebab itu perlu mengkaji kembali pola pengusahaan panasbumi untuk mencari bentuk regulasi atau usaha lain yang lebih tepat dan dapat dipertanggungjawabkan untuk mencapai keuntungan di bidang energi secara nasional. Oleh karena itu pada awal 1998 Pemerintah sedang menggodok Keppres baru tentang panasbumi yang memberikan beberapa kemudahan antara lain laju penyusutan sebesar 50% untuk intangential dan 10% untuk fixed asset.

Karakteristik Panasbumi

Panasbumi merupakan sumber energi terbarukan, sehingga apabila tidak secepatnya dimanfaatkan akan hilang karena waktu dan terlewatkan begitu saja. Energi panasbumi merupakan energi yang dapat dieksport, sehingga berpotensi untuk memacu pengembangan daerah yang terdapat sumber panasbumi, baik untuk pembangkit listrik maupun untuk kegunaan lain. Selain itu pemanfaatan panasbumi telah dinyatakan sebagai energi yang bersih, karena dengan teknik reinjeksi air limbah ke dalam perut bumi akan membawa manfaat ganda yaitu selain untuk menghindari adanya pencemaran air juga untuk mengisi kembali air kondensat (pendingin) ke dalam reservoir. Jenis gas buang yang sebagian besar (96%) terdiri dari gas CO2, ternyata dapat dimanfaatkan sebagai bahan tambahan bagi proses pembuatan minuman kaleng seperti soft drink dan lain sebagainya.

Kebijaksanaan Pemerintah dalam Pengembangan Panasbumi

Usaha pemanfaatan panasbumi terus diupayakan semaksimal mungkin. Hal ini berkaitan dalam rangka program penganekaragaman energi, penghematan BBM serta dalam rangka indeksasi. Dalam implementasi pengembangan panasbumi di lapangan ternyata menunjukkan adanya kurang tertariknya investor sehingga kemajuan pengembangannya mengalami kelambatan. Oleh sebab itu Pemerintah telah mengambil langkah untuk mengantisipasi keadaan tersebut melalui penerbitan beberapa Keputusan Presiden dan Keputusan Menteri untuk mengatur pengelolaan panasbumi antara lain:

Keppres No. 22 Tahun 1981 tentang Kuasa Pengusahaan Eksplorasi dan Ekploitasi Sumberdaya Panasbumi Untuk Pembangkitan Energi/Listrik Kepada Pertamina di Indonesia. Isi Keppres ini antara lain adalah bahwa apabila Pertamina belum atau tidak bisa melaksanakan pengusahaan tersebut, Menteri Pertambangan dan Energi dapat menunjuk pihak lain sebagai Kontraktor untuk mengadakan kerjasama dengan Pertamina dalam bentuk Kontrak Operasi Bersama (Join Operation Contract).
Keppres No. 45 Tahun 1991 tentang Perubahan Keppres No. 22 Tahun 1981. Intinya adalah memberikan ijin kepada BUMN lain selain Pertamina, dan Badan Usaha Milik Nasional lain yang berstatus badan hukum termasuk koperasi untuk keperluan usaha ketenagalistrikan dan usaha lainnya.

Saat ini kebijaksanaan yang mengatur perpajakan pengusahaan sumberdaya panasbumi tertuang dalam Keppres No. 11 tahun 1989 tentang Penundaan Pembayaran Pajak Penambahan Nilai Atas Penyerahan Jasa Pencarian Sumber dan Pemboran Untuk Minyak, Gasbumi dan Panasbumi Bagi Pengusahaan Yang Belum Berproduksi. Di sisi lain, pengusahaan sumber panasbumi juga ada kebijaksanaan penurunan pajak dari 46% seperti tertuang dalam Keppres No. 49 Tahun 1991 tentang Perlakuan Pajak Penghasilan, Pajak Pertambahan Nilai dan Pungutan-pungutan Lainnya Terhadap Pelaksanaan Kuasa dan Ijin Pengusahaan Sumberdaya Panasbumi untuk Pembangkit Energi Listrik. Penurunan pajak dimaksud adalah untuk Bea Masuk dan Bea Meterai Pajak Bumi dan Bangunan, Pajak Penjualan untuk Barang Mewah, Pajak Penghasilan, Pajak Penambahan Nilai atas Barang dan Jasa, dan Pungutan-pungutan Lainnya yang ditetapkan Menteri Keuangan terhadap Pelaksanaan Kuasa Pengusahaan Sumberdaya Panasbumi Skala Besar dan Ijin Pengusahaan Sumberdaya Panasbumi Skala Kecil. Ketentuan pajak tersebut hanya berlaku untuk usaha penyediaan uap (sisi hulu) tetapi tidak berlaku di sisi hilir (energi listrik).

Tabel 1. harga Beli Listrik PTLTP Swasta di Jawa Barat

Lapangan	Operator	Harga Beli (sen dolar/ kWh)	Awal Konstruksi
Tarif bervariasi : Salak (165 MW) Wayang Windu (220 MW) Karaha (220 MW) Patuha (220 MW)	Unocal Mandala Nusantara Karaha Bodas Co. Patuha Power Ltd.	7,281 7,240 7,298 7,252	Jun 1995 Jun 1997 Des 1997 Des 1997
Tarif Flat selama 30 tahun: Cibuni (10 MW) Kamojang (60 MW) Darajat (275 MW)	Yala Teknosa Geothermal Latoka Trimas Bina Energi Amoseas	6,700 6,890 6,950	Terlambat Jun 1997 Jun 1997

Sampai saat ini sudah 11 perusahaan swasta memiliki kontrak jual beli energi listrik dengan PLN di mana di dalam ketentuan kontraknya menyebutkan bahwa energi listrik yang dibangkitkan oleh perusahaan swasta tersebut harus dibeli oleh PLN dengan menggunakan pasal "take or pay" dengan batas faktor kapasitas tertentu terhadap nilai maksimum produksi pembangkit. Selain itu harga uap atau harga listrik yang dibeli PLN relatif mahal, namun karena keterkaitan kontrak maka walaupun memberatkan, PLN harus menyediakan dana subsidi untuk menutupi kekurangan pembayaran pembelian terhadap tarif jual listrik swasta.

Prospek Pasar

Cadangan minyak nasional diindikasikan semakin menipis dan pada tahun 2000, Indonesia akan menjadi pengimpor minyak sedangkan cadangan batubara dan gasbumi akan terbatas menjadi sumber energi primer karena peranannya bergeser menjadi komoditi ekspor. Maka panasbumi dapat diharapkan menjadi salah satu sumber energi pilihan utama mengisi kebutuhan energi apabila dikelola secara profesional dan efisien, contohnya di Pulau Sumatera.

Pada akhir Repelita VI, diperkirakan sistem Sumatera telah interkoneksi secara integrated yang terdiri dari sistem-sistem Wilayah I, II, III dan IV.

Wilayah I Sistem Aceh - akan mengalami cadangan yang rendah sampai dengan tahun 1998 yaitu 4 - 18%. Bila transmisi 150 kV Langsa - Banda Aceh selesai (Loan ADB Power XXIV) tahun 1998 maka Wilayah I dan II akan interkoneksi sehingga gabungan cadangan sistem akan membaik.
Wilayah II Sistem Medan - sedang mengalami cadangan yang tinggi tetapi memiliki keandalan sistem kurang baik. Hal ini disebabkan adanya kapasitas PLTGU yang terlalu besar jika dibandingkan dengan beban puncak sistem. Sampai Repelita VII, PLN tidak akan menambah pembangkit baru tetapi pengembangan selanjutnya akan dipasok dari proyek IPP (Independent Power Producer). Sebagian dari proyek IPP tersebut adalah PLTP yang berlokasi di daerah yang belum pernah dikembangkan potensi uap panasbuminya, sehingga ada faktor resiko ketidak pastian tersediannya IPP sesuai jadwal.
Wilayah III Sistem Padang - memiliki cadangan yang sangat besar dengan telah beroperasinya PLTA dan PLTU skala besar. Namun bila interkoneksi Wilayah III dan IV terealisasi melalui Kiliran - Lao Lahat (Loan ADB Power XXIV) yang rencananya akan selesai 1998 maka Wilayah IV yang berada pada posisi sangat kritis pembangkitannya akan membaik kondisinya.

Tahun 1998, Sistem Sumatera telah terintegrasi melalui transmisi 275 kV maka tambahan kapasitas PLTP tidak akan banyak mempengaruhi reserve margin (neraca daya) sistem Sumatera.

Potensi SDM Panasbumi

SDM merupakan salah satu unsur manajemen dalam pengelolaan dan pemanfaatan panasbumi. Dari pengalaman-pengalaman merancang, membangun serta mengoperasikan PLTP sejak 1977 SDM nasional sebenarnya sudah cukup memadai dan mampu untuk melaksanakannya sendiri pengelolaan dan pemanfaatan panasbumi berikutnya. Ini merupakan asset nasional yang berharga bagi dunia usaha panasbumi nasional, karena dengan modal SDM inilah kompetisi harga yang akan diproduksi oleh perusahaan panasbumi nasional dapat kompetitif dengan pengelolaan panasbumi swasta lainnya yang ternyata mereka banyak melibatkan tenaga asing dengan upah yang lebih mahal.

Peluang dan Prospek Pengembangan

Potensi sumberdaya panasbumi di Indonesia yang telah dinyatakan prospek dapat dimanfaatkan atau dikembangkan menjadi tenaga listrik tersebar sekitar 70 lokasi di sepanjang jalur volkanik sepanjang pulau Sumatera, Jawa, Bali, Nusa Tenggara, Maluku dan Irian Jaya. Pada tahun 1995 jumlah potensi sumber daya panasbumi mencapai sebesar 19000 MW.

Dari jumlah tersebut, sampai saat ini baru sekitar 364,5 MW yang sudah dimanfaatkan menjadi tenaga listrik, yaitu di Kamojang sebesar 140 MW, Gunung Salak 165 MW, Sibayak 2 MW dan Lahendong 2,5 MW. Tahun 1998 segera menyusul PLTP Lahendong 20 MW dan PLTP Gunung Salak dari swasta dengan kapasitas 165 MW.

Selain pemanfaatan panasbumi oleh PLN yang pengusahaan uapnya oleh Pertamina atau pihak swasta, pada saat ini pengembangan dan pemanfaatan panasbumi dilakukan secara total project artinya pelaksanaan kegiatan eksplorasi pengembangan sumur uap dan pembangunan PLTP-nya dilakukan sekaligus oleh swasta dalam satu tangan dan sampai saat ini telah ditandatangani ECS dengan PLN sebanyak 11 buah dengan total kapasitas sekitar 1990 MW. Dengan selesainya beberapa unit pembangkit swasta diharapkan pada Repelita VI total kapasitas PLTP akan mencapai 1310 MW.

Melihat jumlah potensi panasbumi secara keseluruhan masih sangat besar dan jumlah yang baru dimanfaatkan masih sedikit, diperkirakan sampai pada akhir Repelita VI baru tercapai sekitar 5%. Dengan demikian masih cukup banyak lahan atau peluang dan kesempatan yang sangat menjanjikan untuk dimanfaatkan di masa-masa mendatang, khususnya bagi rencana berdirinya usaha yang bergerak di bidang perpanasbumian.

Usaha pengusahaan sumberdaya panasbumi diarahkan pada usaha eksplorasi, eksploitasi dalam memproduksi uap panasbumi, kemudian memanfaatkan uap tersebut menjadi energi listrik, termasuk di dalamnya adalah kegiatan engineering dan konstruksi PLTP, operasi dan pemeliharaannya.

Namun demikian pengelompokan kegiatan tetap dibedakan adalah kegiatan hulu yaitu pengusahaan lapangan sumberdaya panasbumi yang mempersiapkan ketersediaan uapnya dan di sisi hilir yaitu mempersiapkan fasilitas peralatan untuk membangkitkan tenaga listrik.

Apabila pada suatu lapangan telah tersedia uapnya seperti lapangan panasbumi Kamojang, investor dapat langsung membangun PLTP-nya saja, namun untuk lapangan panasbumi lainnya yang belum ada sumur uapnya tentu investor harus melakukan total project yaitu mulai dari pencarian uap sampai dengan menghasilkan energi listrik

Berikut ini beberapa lapangan panasbumi yang memiliki prospek untuk dikembangkan menjadi PLTP.

Lapangan Panasbumi Margabayur di Lampung dengan potensi lapangannya sekitar 250 MW dan layak untuk dikembangkan pada tahap awal dengan kapasitas 2x55 MW. Pada lapangan panasbumi ini perlu melaksanakan pemboran sumur-sumur untuk memperoleh uap.
Lapangan Panasbumi Lahendong yang memiliki potensi lapangan uapnya sebesar 250 MW dan layak untuk dikembangkan 2x20 MW.
Lapangan Panasbumi Ulubelu-Lampung yang mempunyai potensi lapangannya sekitar 550 MW. Pada lapangan ini potensi panasbumi yang sudah dikembnagkan swasta sekitar 110 - 300 MW dan sisanya masih ada sekitar 200 - 250 MW belum dikembangkan.
Lapangan Panasbumi Lainnya adalah Kerinci. Lapangan-lapangan tersebut sekarang ini sedang diekplorasi oleh Pertamina.

Strategi Pendanaan

Strategi pendanaan dalam pengembangan PLTP ada 2 tahap yaitu:

Tahap pertama (3 tahun pertama) - pendanaanya diarahkan pada kegiatan mulai dari survei eksplorasi sampai pada kegiatan studi reservoir. Diperkirakan memerlukan dana sebesar Rp 83 milyar. Dana ini merupakan modal dasar perusahaan pada tahap pertama pendirian.
Tahap ke dua - pengembangan lapangan dengan pengeboran sumur-sumur produksi gathering system dan pembangunan PLTP. Pada tahap kedua ini diperlukan tambahan dana sebesar Rp 1244 milyar dengan porsi equitas Rp 445 milyar dan hutang jangka panjang Rp799 milyar. q

Ir Nanan Tribuana adalah Staf pada Subdirektorat Pengendalian Investasi Tenaga Listrik Swasta, Ditjen Listrik dan Pengembangan Energi - Jakarta.

Beberapa insentif untuk daerah frontier

2006-04-03T04:31:00.000-07:00

Saya masih belum tahu apa dasar penyusunan atau penghitungan split ini.
Namun sememtara ini saya kok merasa bahwa split ini bukan satu-satunya daya tarik investasi. Pengemasan daerah yg mau dijual ini rasanya jarang disentuh. Jangan-jangan masih berbau kelemahan "technical-academic" ... semoga bukan itu. Semoga hanya karena politisasi ... :)

RDP

--- In Migas_Indonesia@yahoogroups.com, "Kuswo Wahyono" wrote:

Sebagai pengetahuan, beberapa insentif untuk daerah frontier:

GENERASI III: (paket insentif 1, sejak Agustus 1988):
Equity to be split (ETS) untuk minyak:
conventional area tetap 85/15; frontier area: produksi <50 mbopd =" 80/20," mbopd =" 85/15,">150 MBOPD = 90/10.

GENERASI III: (paket insentif 2, sejak Februari 1989):
Investment credit laut dalam untuk minyak 110%, untuk gas 55%.
ETS (Equity to be Split) untuk minyak dari “marginal field” yang pertama dalam suatu kontrak area dengan produksi <>1500 m menjadi 75/25 (frontier).

GENERASI III: (paket insentif 4, sejak Desember 1993):
Berlaku untuk Kawasan Timur Indonesia (seluruh area tidak termasuk Basin: Bintuni, Salawati, dan Seram) atau Kawasan Barat Indonesia yang mempunyai kondisi geologi dan geografis yang sama (daerah-daerah offshore sebelah barat Sumatra dan Selatan Jawa, setiap offshore > 200 meter).
ETS setelah pajak untuk minyak 65/35, untuk gas 60/40%.
Harga minyak DMO setelah 5 tahun pertama 25% dari harga ekspor.
FTP berubah dari 20% menjadi 15%, Investment Credit tidak berlaku.

Semoga berguna.

Salam, --ksw--

Shaw wins EPC for Indonesian geothermal plant

2006-03-24T06:27:00.000-08:00

Shaw wins EPC for Indonesian geothermal plant

24 March 2006 - The Shaw Group announced Wednesday that an Indonesian subsidiary of its Shaw Stone & Webster unit has been awarded an engineering, procurement and construction contract for a new 60 MW geothermal power plant by PT Pertamina.

The plant, which will be located in Kamojang, Java, Indonesia, is the first Pertamina independent power project to sell electricity to Indonesia's national electric power utility, PLN. The work will be done in conjunction with PT Rekayasa, a construction company headquartered in Jakarta, Indonesia, and is scheduled to be completed in 2008.

J.M. Bernhard, Jr., Chairman and Chief Executive Officer of Shaw, said, "We are very pleased to have been selected by PT Pertamina to provide EPC work for this significant geothermal plant. Shaw Stone & Webster has previously executed several projects in Indonesia including the Suralaya coal-fired power plant, Darajat Stage II Geothermal Power Plant, North Duri Cogen Power Plant and others.

"Shaw is also working with Pertamina on other feasibility studies for geothermal projects in Indonesia, which has a geothermal resource potential of over 20,000 megawatts. This latest award further strengthens Shaw's position in the Pacific Rim and offers another opportunity for us to provide innovative and effective solutions to meet the world's energy needs."

Are we running out of oil ?

2006-03-22T05:17:00.000-08:00

Q&A 10:2002 EXPLORER
Source AAPG Explorer

Simple Questions, Simple Answers

Editor's note: So you're at a dinner party or some other social function, and word gets out that you're part of the oil industry.

Of course, everyone wants to tell you what they think about the industry and your chosen career. You listen politely.

But then, the questions start coming -- and you, because of your position in the industry, are expected to know every answer to every question anyone has ever had about oil, the price of oil and why gas station employees don't automatically check your car's oil level anymore.

You confidently begin to answer, but, oh, oh -- repeating what your college professors told you doesn't help; you're being brilliant, of course, but the questioner's eyes begin to glaze over, and after you thoughtfully and logically drone on for five minutes or so they usually respond with, "Hey ... I thought ‘Spiderman' was a great movie. Didn't you?"

Maybe we can help.

Starting here, the EXPLORER each month will offer some brief, easy-to-understand information to help you handle the usual questions that we all get from the general public, which ordinarily isn't as brilliant as you are about such things.

And for some, the answers may help you, too.

Bonus points: Confine your answer to the "short answer" that's listed below, and people at most social functions will believe you're not only brilliant, but brilliantly witty.

So here we go: Controversial answers to some frequently asked questions about the petroleum industry.

Is the world about to run out of crude oil?

Short answer: No, but don't relax.

Divide known world reserves by current annual production.

Add room for consumption growth.

Create public panic.

We'll run out of oil in less than 30 years!

It may be time for explorationists to issue a statement of humility.

"Despite our vast expertise, we probably haven't discovered all of the oil in the world just yet."

That's the word from Joseph P. Riva, who wrote a report on the world's oil outlook for the U.S. Congress in 1995. He concluded that business-as-usual supply could continue through most of this century, given moderate consumption growth and political stability in the Middle East.

Riva has worked in the petroleum industry, the Smithsonian Institution and the Congressional Research Service of the Library of Congress. He also served as a senior research geologist for the U.S. Geological Survey.

A recognized expert on world oil and a longtime member of AAPG, he's authored more than 200 publications, including several books and the fossil fuels sections of the Encyclopaedia Britannica.

Riva's broad experience gives him a good perspective on the following question.

Are we close to the point where demand for oil will exceed the world's production capacity?

Short answer: Some pretty smart people think so.

Riva takes a moderately pessimistic view on this. He said a world production peak could occur within five to 10 years, especially if political events turn unfavorable.

"I think that the real danger now is a political one," he said. "The other danger is that if we push things to an extreme in exploration, when there is a drop-off in production there will be a pretty precipitous drop-off."

If that happens, market forces will dampen world oil demand, Riva noted. Declining supply would bring higher prices, which in turn would reduce consumption.

Most geologists don't appreciate the enormous power of the global marketplace or the elasticity of oil demand, he said. And most don't see the Big Picture shaping world production.

"Petroleum geologists are almost all optimistic. You have to be, because you drill so many dry holes," he observed.

"All of them think they can find oil in their particular basins. Few of them look at the whole world."

Grasberg dilihat dari angkasa.

2006-03-18T03:11:00.000-08:00

Grasberg dilihat dari angkasa.
Hmm ... Gambar hires (1.1 MB), lowres (97K)
http://spaceflight1.nasa.gov/gallery/images/station/crew-11/html/iss011e09620.html

ISS011-E-09620 (26 June 2005) --- Grasberg Mine, Indonesia is featured in this image photographed by an Expedition 11 crewmember on the International Space Station. Located in the Sudirman Mountains of the Irian Jaya province of Indonesia, the Grasberg complex (also known as the Freeport Mine) is one of the largest gold and copper mining operations in the world. The Sudirman Mountains form the western portion of the Maoke Range that extend across Irian Jaya from west to the east-southeast. According to scientists, these ranges were formed by ongoing collision of the northward-moving Australian and westward-moving Pacific tectonic plates. Intrusion of hot magma into sedimentary rock layers during uplift of the mountains resulted in the formation of copper- and gold-bearing ore bodies. Rich copper ore bodies were discovered in the area in 1936, and the Grasberg gold-bearing ore bodies were discovered in 1988. This image illustrates the approximately 4 kilometers-wide open-pit portion of the mine complex; there are also extensive underground mine workings. Access roads for trucks hauling ore and waste rock are visible along the sides of the pit.

Geothermal: dari Warta Pertamina

2006-03-12T00:02:00.000-08:00

Tulisan lama 2003 yg perlu diarsip !

sumber : Warta Pertamina

Di tahun 1974 Pemerintah melalui sebuah Keppres menitahkan Pertamina melakukan eksplorasi panasbumi di Jawa-Bali. Mulai tahun itu Pertamina aktif merintis pengembangan lapangan Kamojang (beroperasi 1983). Di tahun 1981 Pemerintah memberikan mandat pengusahaan panasbumi untuk seluruh wilayah Indonesia. Sekarang dengan 15 wilayah kerja existing dengan kapasitas terpasang 162 MW, Pertamina tidak lagi memegang monopoli itu. Itu terjadi sejak terbit Keppres No. 45 Tahun 1991, yang berarti terbuka persaingan di bisnis panasbumi. Tapi dengan potensi panasbumi sebesar 20 ribu MWe -- 40% potensi panasbumi dunia -- yang baru dimanfaatkan 4% saja, jelas ini sebuah peluang.

Secara teoritis, potensi dan cadangan panasbumi tidak akan pernah habis selama inti bumi masih panas dan air di bumi masih ada. Yang habis adalah lubang bor, baik karena rusak, tersumbat dan lain-lain, sehingga harus diperbaiki atau mungkin membor lubang baru yang lebih murah.

Dengan potensi yang sangat besar 20 ribu MWe (setara dengan 8 miliar BOE, barrel oil equipment) pengembangan bisnis panasbumi menjadi sebuah ladang subur. Selain dengan pemanfaatan indirect used untuk memperoleh energi listrik, juga bisa pemanfaatan secara direct used seperti penghangat di hotel-hotel. Permintaan energi listrik sendiri meningkat 12% setiap tahun.

Bahkan yang sudah dirasakan sendiri Pertamina adalah perolehan pendapatan dari bisnis panasbumi. Contoh kenaikan kontribusi pendapatan dari Rp 36,3 miliar di tahun 2003. Profit margin dari 52% pada 2000 menjadi 83% pada 2003.

KEBUTUHAN LISTRIK YANG TINGGI
Menurut perkiraan Departemen Energi Sumber Daya Mineral (ESDM) di masa datang laju permintaan listrik akan sangat tinggi. Lebih-lebih masih banyak jumlah desa yang belum mendapat aliran tenaga listrik. Saat itu kalangan swasta akan ikut serta dalam pembangunan ketenagalistrikan.

Memang sumber kebutuhan listrik bisa dipenuhi lewat Pembangkit Listrik Tenaga Air (PLTA), Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD), Pembangkit Listrik Tenaga Gas (PLTG), dan Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU). Tetapi dengan kebutuhan yang terus meningkat tak pelak energi panasbumi dengan segala keunggulannya akan sangat dibutuhkan.

KELEBIHAN PANASBUMI
Nah, dari beberapa jenis energi alternatif, panasbumi memiliki beberapa kelebihan. Biaya operasi Pembangkit Listrik Tenaga Panasbumi (PLTP) lebih rendah dibandingkan dengan biaya operasi pembangkit listrik yang lain. Secara ekonomis, rendahnya biaya operasi PLTP menjadi alasan pokok pengoperasian PLTP di berbagai negara, sehingga PLTP lebih diandalkan daripada pembangkit listrik yang lain (Encyclopedia Americana, 1996).

Juga dibandingkan dengan tenaga listrik yang energi primernya menggunakan batubara. Tapi murahnya biaya operasional PLTP hampir sama dengan biaya pengoperasian pembangkit tenaga listrik yang energi primernya menggunakan bahan hidroelektrik.

Walaupun untuk pengembangannya sendiri termasuk mahal (high capital investment). Hal ini antara lain karena harus membangun infrastruktur di lokasi sumber panasbumi itu berada, yang kebanyakan berlokasi di tempat terpencil. Panasbumi juga termasuk high risk & high tecknology.

Panasbumi ke depan akan menjadi pilihan, karena kelebihannya yang ramah lingkungan. Tak berlebihan kalau panasbumi dikatakan sebagai energi yang clean, renewable for the benefit of mankind and the environment (Anwari, 1997).

Walaupun begitu, dalam buku Business Profile Pertamina Geothermal Indonesia (Pertamina, 2003) disebutkan juga kelemahan jenis energi ini yang tidak bisa diekspor (unexportable resources).

Dengan kondisi ini, untuk energi primer yang dipakai untuk pembangkit listrik, panasbumi banyak diusulkan menjadi energi primer pengganti BBM. Selain memang panasbumi lebih murah, juga mengingat semakin menipisnya cadangan minyak bumi.

Penjualan energi listrik saat ini lebih banyak bertumpu pada PLN sebagai single buyer. Baru sejak 1983 PLN mulai memakai panasbumi, dengan mengembangkan PLTP yang pertama di Kamojang. Melengkapi PLTA, PLTD, PLTG, dan PLTU. Sejak saa itu sampai sekarang pemanfaatan panasbumi baru sekitar 4%.

Negeri kita masih tertinggal untuk urusan pemanfaatan panasbumi. Filipina adalah negeri tetangga kita yang sudah menggunakan panasbumi secara optimal. Sekitar 25% dari potensi panasbumi yang dimiliki negeri tersebut sudah dimanfaatkan.

Di luar Indonesia, saat ini paling tidak tercatat 20 negara yang ikut serta dalam eksplorasi panasbumi dan aktif mengembangan sumber daya tersebut. Secara berturut-turut sesuai dengan besarnya kapasitas terpasang adalah: AS, Filipina, Meksiko, Italia, Jepang, New Zealand, Iceland, El Salvador, Costa Rica, Nikaragua, Kenya, Guatemala, Cina, Rusia, Turki, Portugal, Ethiopia, Guadelope, Thailand, dan Australia (Pertamina Geothermal Development Resources & utilization, Geothermal Hulu Pertamina, Juni 2003).

Secara persentase, suplai listrik dari panasbumi beberapa negara dibandingkan potensi panasbumi yang dimiliki, tercatat Iceland mencapai 45%, disusul Jibouti 30%, Filipina 25%, Kenya 21%, New Zealand 13%, Costa Rika 10%. Malah Tibet mencapai 90% (Majalah Pertambangan dan Energi, No. 1/Thn XIX/1994).

Kenapa negeri tetangga itu bisa begitu sukses, kita tidak bisa? “Karena Filipina tidak punya banyak minyak bumi, sehingga fokus ke panasbumi. Sedangkan kita masih tertumpu pada minyak dan gas bumi,” kata GM Geothermal Sukusen Soemarinda.

Benar apa yang dikatakan Sukusen. Dari buku Data dan Informasi Minyak dan Gas Bumi 2001 (Ditjen Migas, Departemen ESDM, 2001) terlihat seberapa besar pemakaian energi primer menurut jenisnya sampai tahun 2000. Minyak bumi tentu saja masih tertinggi (58,7%), menyusul gas bumi (25,6%). Berikutnya, batubara (10,4%), tenaga air (3,9%), dan terakhir panasbumi (1,4%).

KEBIJAKAN PEMERINTAH
Gambaran binis energi non minyak bumi -- termasuk panasbumi -- masih diibaratkan rimba perawan yang belum sepenuhnya dijamah. Masih banyak yang harus dibenahi dan disiapkan para pelaku bisnis gas, batubara, panasbumi, tenaga air, energi angin, biomassa, dan lain-lain. Termasuk dukungan Pemerintah.

Harga BBM yang disubsidi diakui semua pihak sebagai sekat penghalang berkembangnya energi non minyak bumi, yang kalah bersaing dari sisi harga. Tetapi ketika BBM dinyatakan tidak akan disubsidi lagi berdasarkan UU No. 25 Tahun 2000 tentang Program Pembangunan Nasional 2000 - 2004, bagaimanapun hal itu suatu kabar menggembirakan bagi pengembangan energi alternatif.

Sejak awal 1990-an, kebijakan Pemerintah di bidang pemanfaatan panasbumi mulai dikaitkan secara tegas dengan program konservasi energi di Indonesia. Dalam rangka menjamin kelestarian serta memanfaatkan sumber daya alam secara efisien. Pemanfaatan energi yang harus dilakukan efisien, rasional, dan bijaksana. Ini diatur Keppres No. 43 Tahun 1991 tentang Konservasi Energi.

Memang dalam Keppres No. 43/1991 sudah disebut-sebut energi non BBM, tetapi faktanya sampai sekarang orientasi pemakaian energi kita masih bertumpu pada BBM, karena BBM yang masih disubsidi masih termasuk energi paling murah.

Pemerintah mengeluarkan Keppres No. 45 Tahun 1991 yang memberikan peluang interaksi bisnis panasbumi sebagai sumber daya untuk energi listrik tidak hanya melibatkan Pertamina dan PLN, tetapi bisa juga BUMN lain, swasta, dan koperasi.

Bahkan ada Keppres No. 37 Tahun 1992 tentang Usaha Penyediaan Tenaga Listrik oleh Swasta (termasuk koperasi). Keppres ini dikeluarkan dalam rangka memenuhi kebutuhan tenaga listrik yang makin meningkat. Keterlibatan swasta dan koperasi itu dalam pembiayaan pembangunan, kepemilikan, dan pengoperasian pembangkit tenaga listrik, termasuk usaha transmisi dan usaha distribusinya.

Menurut Keppres itu, untuk usaha pembangkitan tenaga listrik oleh swasta diutamakan penggunaan sumber energi primer di luar minyak bumi. Walaupun begitu, apabila di lokasi proyek pembangkitan yang diusulkan tidak tersedia sumber energi primer non minyak bumi, pengusaha tidak mesti menggunakan energi primer di luar minyak bumi. Kekecualian itu termasuk apabila atas dasar keekonomian tidak mungkin digunakan sumber energi primer di luar minyak bumi.

Dukungan Pemerintah dari sisi regulasi memang tidak main-main untuk mengembangkan energi alternatif ini. Tak hanya sejumlah insentif yang langsung berkaitan dengan indsutri panasbumi telah diterbitkan oleh Pemerintah untuk mempercepat pengembangan energi ini. Juga bersama DPR, menerbitkan UU No. 22 Tahun 2003 tentang Panasbumi.

Tetapi mengembangkan energi panasbumi memerlukan dukungan lain, seperti pembangunan infrastruktur.

Soal infrastruktur ini, menurut GM Geothermal Pertamina Sukusen Soemarinda memerlukan keterlibatan Pemerintah, karena biayanya sangat mahal.

Bagaimanapun, pengusahaan sumber daya panasbumi memerlukan permodalan yang besar dengan risiko yang besar, teknologi tinggi, dan keahlian memadai. Lebih-lebih lagi, hasil produksinya hanya dapat dipergunakan untuk keperluan dalam negeri saja.

Walaupun panasbumi menawarkan peluang bisnis, tetapi pengembangan panasbumi memerlukan peran Pemerintah baik dari sisi regulasi, insentif, maupun restrukturisasi. (Tim WePe)

A Definition of Friendship

2006-03-10T05:50:00.000-08:00

A Definition of Friendship

A Definition of Friendship

To think I could necessarily and sufficiently define a concept so profound as friendship would be my ultimate act of arrogance. What follows is therefore simply my personal observations and feelings on what the term 'friendship' means to me.

Email me

We each have a powerful natural inner drive to satisfy a ravenous natural hunger for intimacy of mind with other human beings. This greatly desired intimacy of mind is what we call friendship. But sadly, in this present austere world ruled by its divisive spirit of greed and competition, it is not possible to achieve this intimacy of mind to any worth-while depth with just anybody. The minds of potential friends must from the outset already possess a mutually sympathetic resonance - an inter-personal affinity.

A Natural Affinity

This affinity is strange. I can often sense it very strongly just by being in somebody's presence, even if no words are spoken. I have sensed this affinity with people with whom I did not even share a common spoken language. Mutual affinity is somehow conveyed by a person's atmosphere or aura. A pair of friends can just enjoy being together without having to say anything. This mutual affinity can even be picked up remotely. People have sensed a deep affinity with me just by browsing my web site from which we have then gone on to develop an intense friendship by email without ever meeting at all. However, a friendship never feels quite consummated without at least one face to face meeting.

What creates this affinity that provides the channel through which two people may become friends? Firstly they must each have the kind of personality that harmonises with the other. People of the same gender view the world in the same gender-specific way. I think therefore that same-gender friends need to have similar personalities - personalities with considerable overlap. Men and women, on the other hand, view the world in slightly different gender-specific ways that are mutually complementary. For male-female friendships, therefore, I think it is far better for the male and female to have complementary personalities.

Need For Shared Values

However, this natural affinity - also known as personal chemistry - is not all that is necessary for us to achieve the depth of mental intimacy required to truly assuage our hunger for friendship. We also need to share a greater part of our interests, pleasures and aspirations. But most importantly of all, we need to share the same core values.

Not all value-sets are conducive to friendship. The all-pervading spirit of competition and greed in current Western society reflects an underlying set of values that is not to my mind conducive to friendship. This value-set is powered by the lust for self-gain at the expense of others. It is the desire to take. It generates relationships in which one possesses the other in some way. One becomes a slave of self-imposed obligation trapped by the other's crushing emotional dependence upon them.

Friends give and receive in a way that enhances the ability of each to develop freely as he or she wishes. Friendship has no regard for wealth or status. There can be no hierarchy of friends. Friendship can exist only between two who regard each other as equal peers and who share a mutually agreed part of their experiences, knowledge, wisdom and pleasures.

Building Mutual Trust

Friendship is a partial sharing of minds. The extent of that sharing depends on the depth to which the friendship goes. Each of a pair of friends constructs a mental model of the other in his or her mind. This model has both intellectual and emotional elements. The process of building and maintaining this model requires an openness of communication in which each friend provides the other with a progressive revelation - an honest inner exposure - of him or herself.

Honest exposure of the inner self to another is not easy. Becoming friends from first meeting to bosom pals requires a progressive growth of mutual trust. But you shouldn't be naive. Don't expose your inner being too much too quickly. Like a rock climber, gradually reach out a little further, but only as far as you can afford to fall. At each successful stage, you each hammer in a piton. Then you each risk a further outreach towards the other from your respective points of established trust. Repeat this process until you eventually achieve total mutual trust.

If you fall into quicksand at any stage, grab your rope and haul yourself back to the previous piton (established level of trust). Take this as the appropriate depth for that particular friendship at that particular time. The depth, degree or level of intimacy in friendship is a continuous scale. You have to find the point on that scale that is right for each friendship.

Love Between Friends

Love is the driving force that creates and sustains friendship. The kind of love friends have for each other is the desire to know, serve and share. It is the antithesis of lust - the desire to acquire, possess and control. It is what makes one want to connect with another human consciousness - intellectually, emotionally and physically.

Unspoken doubts and suspicions are barriers that limit the possible depth to which a friendship can progress. Love empowers friends to say how they feel about each other without inhibition or fear of hurting each other's feelings. It thereby allows them to resolve their doubts and suspicions about each other, thus removing the barriers and opening the way to an ever deeper friendship.

Because friends love each other, one never attempts to force, coerce or control the other to change for the better. One friend only informs the other of the way he or she feels. Love will motivate the informed friend to change him or herself for the better. Because friends love each other, they will never use each other as a means to an end - as a human resource to be used and abused for self gain. A friend - as a precious sentient consciousness - is an end in him or herself. That end is the joy of sharing experiences and reciprocal love.

Means of Communicating

Friendship can exist only between two who share a mutually agreed part of their experiences, knowledge, wisdom and pleasures. In order to be able to do this they must communicate in a multiplicity of ways. The first and most intensive form of communication is by words - spoken or written language. This can be by letter/email, phone and face-to-face.

Written communication - especially email - is the most effective way for friends to learn about each other in a factual way. Its relative anonymity makes it much easier and less embarrassing to exchange deep intimate personal details as a firm foundation on which to build a friendship. Later, the telephone can add the extra emotional expressiveness that only subtle nuances of the voice are able to convey. Nevertheless, to my mind a friendship can never be truly consummated without meeting face-to-face.

Face-to-face presence not only facilitates a much more rapid exchange of words through speech, but also a very broad band channel for communicating emotionally. Eye contact is the most intimate form of emotional connection. The frequency and duration of eye contact with which a pair of friends feel comfortable depends on the depth of their friendship.

Touching enhances the emotional connection and relaxes any potential tension between friends. Various degrees of tactile intimacy become comfortable at various stages as their friendship deepens along the continuum of intimacy. The handshake signals the first stage of affinity. Next is probably the hug. Inter-gender friends may then perhaps progress to the male-female kiss of friendship. As their friendship deepens even further, their emotional communication may be further enhanced by a full kiss. Further on still, inter-gender friends may gain great pleasure from holding some of their conversations within the comfort of a relaxed cuddle.

The ultimate level of tactile communication is of course sex. This can be anything from light petting to full intercourse. Friends should only progress to a more advanced level of sexual intimacy when their intellectual and emotional intimacy has progressed at least to the point along the continuum of intimacy at which that particular kind of relating becomes appropriate and comfortable to both.

It is important to be aware, however, that the whole spectrum of tactile exchange is simply to enhance the intellectual and emotional connection facilitated by conversation and eye contact. So from the hand shake to the most intimate state of human coupling, good conversation and eye contact are key.

Summary

Friendship is a mutual intimacy of mind which we all naturally crave. Each of a pair of friends possesses within his or her mind a detailed mental model of the other.

Friendship is possible between equal peers with compatible personalities who share a natural affinity and the same core values, interests, pleasures and aspirations.

Friendship is created and sustained through an iterative cycle of building mutual trust through the love-motivated communication of progressively intimate personal thoughts and details.

The result is an ever-closer and deeper intellectual and emotional resonance between two intimate minds, which is the ultimate element of creation.

MarginalFields 11:2000 Explorer

2006-03-09T04:10:00.000-08:00

MarginalFields 11:2000 Explorer

By KATHY SHIRLEY
EXPLORER Correspondent

A Global View: 'No Perfect Laboratory'

Rolling the Dice on Marginal Fields

"Independents have found they can work with many governments to affect changes that make smaller opportunities viable."

How much is enough?

That's a question oil companies must ask themselves every time they make a discovery -- and there are no easy answers.

Many factors are considered when firms determine if a discovery is commercial, and often fields just don't make the cut -- leaving countless millions of barrels of oil untapped all over the world.

That's not a scenario governments around the globe relish, and increasingly marginal field legislation or incentives are cropping up to induce oil companies to give these international fields another look.

"Marginal fields have nothing to do with their size -- there are 100 million-barrel marginal fields," said Jeff Aldrich, chief geologist with Forest Oil International in Houston.

"It's all about economics."

Aldrich presented a paper, "Are Marginal Fields Worth the Effort?: An Examination of Past Efforts in Incentives and a Look Forward to Future Potential" at last month's AAPG international conference in Bali.

"Basically, companies examine if the cost of extraction is higher than the perceived returns under the current regime," he continued. "So if the economic burdens are lowered, some previously non-commercial fields are viable projects and additional production can be realized."

Marginal field legislation and incentives cover a wide spectrum of styles and methods, including tax holidays, reinvestment incentives and sliding scale royalties.

"There's no perfect laboratory out there," Aldrich said. "Every country has a different petroleum province and different needs, so no one solution works for every nation."

However, marginal fields have become important issues for producing countries. Plummeting oil prices and investment in 1998 coupled with the natural production decline of oil fields hammered national budgets all over the world, prompting government officials to find new ways to get production on line.

"Even today when oil prices have rebounded, there is still an exploration lag time before companies gear back up," he said, "so officials are examining if there are undeveloped fields that with higher prices and some incentives can be brought on-line to boost production quickly."

It Costs How Much?

There are only two things a country can do to increase production, he said:

Improve the fiscal structure.
Open previously unavailable acreage.

"Increasingly there is a move to do both in various countries around the world," he said. "Countries have to be more creative and flexible if they want to increase interest in their petroleum industry and boost production."

Too often, however, countries only see the lost revenue from potential incentives rather than focusing on the additional production that, without incentives, will never be realized.

"When an oil company finds a marginal 30 million-barrel oil field that might produce $50-$60 million dollars of revenue, too often governments are unwilling to allow the $20 million in incentives that would make the field commercial," he said. "All they can see is they are losing $20 million. But the reality is that without the incentives they are going to get zero revenue from that field.

"Countries have to broaden their perspective," he added. "Getting these fields on-line is the key, because it is normal for fields to actually grow as they are developed and ultimately realize more production than anybody initially thought possible."

To date the number of countries offering incentives for marginal fields has been spotty. More efforts are focused on exploration incentives, he said.

Unfortunately some incentive efforts for marginal fields fail as well.

"Often countries require a certain amount of investment to get certain credits -- they try to dictate the terms too strongly and narrowly right at the very beginning, and few fields fit the terms," Aldrich said.

"Also, some countries define marginal field legislation based not on economics but on some reservoir characteristic, such as deeper pool incentives. Again, not all marginal fields are going to qualify under these technical guidelines."

Efforts at marginal field legislation typically aren't that attractive to major international oil companies, because they don't see much upside to marginal accumulations. Legislation focused on production incentives are more successful -- if the goal is to boost low rates of return regardless of size with a better fiscal regime than other fields then oil companies are more receptive, Aldrich said.

Case Studies

One example from Indonesia shows how a creative approach has resulted in higher production for the country.

Maxus Energy formed a marginal fields team in conjunction with Pertamina, the state oil company, and, working through the existing production sharing contract, established a stepped program for marginal fields that has been extremely successful.

"The first level of the program allowed exploration investment tax credit on fields that would normally not qualify," Aldrich said.

Under this level, Maxus put five additional fields on-line, and in the first two years these fields produced 20 million barrels of oil.

Maxus brought on three more fields, and additional production is now up to over 50 million barrels, Aldrich said -- "all this from fields that were discovered five to 20 years ago, and some of them were quite large."

Among the best examples of successful marginal fields incentives is the Texas Railroad Commission's stripper well tax credits.

"Currently over 60 percent of Texas' revenue comes from stripper wells, which at 10 barrels of oil or less a day are definitely marginal producers. The state has given tax credits and lowered the tax regime as well as reduced the royalty on stripper wells -- and those efforts have really paid off."

Enter the Independents

An important change in the international petroleum business over the past two decades has been the massive expansion of smaller independent oil companies looking for opportunities around the globe.

This has particularly impacted the myriad of marginal fields all over the world.

"Independents have found they can work with many governments to affect changes that make smaller opportunities viable," Aldrich said. "As a small independent you don't have a lot of leverage to change the tax code in Grimes County, Texas, or in Alberta, Canada. But, in countries like Bulgaria, Syria or Vietnam, where not many companies are actively operating, you can get the ear of the government.

"Many governments aren't necessarily concerned with the size of the company, just their track record."

Aldrich said independents' influence could be particularly felt in eastern European countries, for example, the Former Soviet Union and other nations that have had a fairly strong nationalized oil company or been dominated by one or two major companies.

"Often when these countries initially open their doors to outside firms, they offer exploration opportunities as well as older fields and fields that have been marginal to the national company," Aldrich said. "The latter are real opportunities for independents to come in and bite off a field the size they can really chew on.

"You can go into Romania, Albania or Bulgaria, to name a few, and find oil and gas fields that the state companies now need help with," he added. "They may be in the 20 million barrels of oil equivalent range, which can be very significant for smaller companies.

"A good tax and fiscal regime make these opportunities profitable for independents."

In addition to the eastern European countries and the Former Soviet Union, Aldrich said some other areas that are ripe with marginal field potential include:

Latin American countries.
Large onshore concessions in West African countries that have been dominated by just a handful of majors.
Southeast Asia.
China -- if companies can work with the government, he said.

"You have to be careful when you examine these situations," he cautioned, "but if you do your homework there is a great deal of opportunities. Carefully crafted marginal field legislation can create a win-win situation where both the royalty or tax to the owner and the cash flow to the producer can both rise.

"When properly used, marginal field legislation provides increased revenue and opportunities to both the owner and producer.

Gas Hydrates in the North Makassar Basin, Indonesia, by B.A. Jackson; #90035 (2004)

2006-03-07T16:30:00.000-08:00

Gas Hydrates in the North Makassar Basin, Indonesia, by B.A. Jackson; #90035 (2004)

Salah satu future energy ternyata ada juga di Indonesia. Hydrates ini mungkin akan menjadi energi carbon masa depan. Namun karena masih carbon based barangkali akan menuai protes atau mengalami kendala dengan karbon emisi.

Tapi jangan sampai lupa lah ... bahwa Indonesia juga punya potensi sumber daya energi yg belum tergali.

Brapa jumlah cadanganya ?

Estimations of gas hydrate sourced methane depend on the areal extent, reservoir thickness and porosity, gas hydrate saturation and a hydrate gas yield volumetric factor that defines how gas hydrate converts to gas at standard pressure and temperature. A commonly used value for the hydrate gas yield volumetric factor is 164m³ of gas for every 1m³ of gas hydrate, assuming a 90% gas-filled hydrate lattice. A gas in place estimate was computed for the area encompassing ~8000 km² contiguous BSR within the West Sulawesi Fold Belt. An estimated 40% gas hydrate saturation was used for this study based on a compromise between the very low pore space saturations of around 5-6% in the Blake Ridge to the high saturation of 80% established for the Nankai Trough. Using a porosity of 36% and a gas hydrate saturation of 40% of pore space, a 10m thick reservoir resulted in an estimated gas in place of 1.89 trillion m³ (67 TCF) at standard pressure and temperature.

Lumayan kan ?

Jurassic "Beaver" Is Largest Early Mammal Yet

2006-02-25T22:32:00.000-08:00

Science & Technology at Scientific American.com: Jurassic "Beaver" Is Largest Early Mammal Yet

woo beaver the early mamal ?

Ikranagara: Utak-atik PORNOGRAFI

2006-02-24T17:40:00.000-08:00

Di mana posisi Pornografi? Yang jelas posisinya bukanlah di bidang kesenian. Bukan pula di bidang ilmu pengetahuan, pendidikan atau pun kesehatan. Tidak ada persoalan di empat bidang ini, artinya tidak ada tempat bagi pornografi di bidang kesenian, ilmu pengetahuan, pendidikan dan kesehatan. Pornografi itu tempatnya di bidang komersial, karenanya berada di ranah masyarakat umum, yang tentu saja bukan di ranah dunia binatang maupun tumbuh-tumbuhan. Tujuannya adalah untuk menangguk duit sebanyak-banyaknya.

Caranya? Dengan merangsang kebangkitan nafsu birahi pada manusia (bukan binatang atau pun tumbuh-tumbuhan). Yang terjun ke bidang ini juga banyak yang memang tidak mampu mengerjakan yang lain lalu ambil jalan pintas melalui pornografi untuk mendapat nafkah -- misalnya saja apa yang dikenal sebagai "pekerja sex" itu. Dalam hal inilah sebenarnya agama turun tangan dengan perangkat tatanan nilainya, juga pemerintah turun tangan dengan seperangkat UU dan Peraturan Pelaksanaannya. Apa sebenarnya subyek pornografi itu? Mudah dijawab: "main buka- bukaan"(yang dilakukan oleh manusia lho!) secara langsung atau pun lewat berbagai media yang tersedia --- misalnya lewat media film. Atau di tempat tidur di kamar (hotel, biasanya) yang tertutup.

Kalau "main buka-bukaan"ini ambil posisi di dalam sesuatu karya seni, atau ilmu pengetahuan, pendidikan dan kesehatan, maka hal ini tidak bisa disebut pornografi lagi. "Main buka-bukaan" dalam karya novel bernilai seni, misalnya karya Emilia Zola, bukanlah pornografi. Adegan pemerkosaan yang dilakukan bergilir oleh tentara dalam film "Man with Gun" itu sama sekali tidak merangsang nafsu syahwat penontonnya, malah menjijikkan dan terasa bikin muntah -- muak! Kalau saya melakukan "main bukan-bukaan" di kamar periksa dokter, karena saya sedang diperiksa kesehatan saya, itu juga bukan pronografi. Kalau di dalam ilmu pengetahuan dipaparkan dengan kata-kata maupun peragaan dengan alat peraga buatan maupun bukan yang buatan melainkan aseli manusia yang sudah mati maupun yang masih hidup tentang faat alat-alat kelamin pria dan wanita, maka ini juga bukan pornografi. Di sekolah, para remaja diajari hal-hal ini dalam rangka pendidikan
sex, bukan?

Misalnya diajari bagaimana memasang kondom, maka mau tidak mau penis (paling tidak dalam bentuk gambar di papan tulislah) harus ditampilkan oleh Pak atau Bu Guru agar jlas. Yang dilakukan oleh Pak atau Bu Guru ini bukanlah pornografi.

Demikianlah halnya dengan buku antik "Kamasutra" itu bukanlah pornografi, melainkan sebagai buku pelajaran bagaimana mencapai kenikmatan bersetubuh dengan berbagai posisi. Versi barunya, dalam bahasa Inggeris, dilengkapi dengan gambar-gambar realistik dan fotografi, judulnya "The Joy of Sex" sampais ekarang terus dicetak ulang. Nah, buku-buku ini perlu dimiliki oleh calon suami istri.

Jadi, kalau di dalam rangka "main bukan-bukaan" itu muncul rangsangan kebangkitan syahwat (baik bagi pria, wanita dan gay/lebian), dan di balik itu adalah tujuan untuk mencari pasar yang luas dan berarti pula komersialisasi, maka itu tergolong pornografi. Karenanya, ada juga media "kesenian" yang tergolong pornografi, misalnya saja yang disebut "blue movie" itu. Media komunikasi seperti majalah juga ada yang pornografi, misalnya saja majalah untuk pria "Penhouse" atau pun yang lebih gawat dari itu.

Demikian juga halnya di bidang kesehatan. Kita sering mendengar kabar tentang Dukun Cabul, bukan? Ah, itu masa lampaulah! Dan untunglah sampai sekarang belum pernah terbetik berita adalah Dokter Cabul. Tapi Pak Guru Cabul pernah terberitakan, bukan? Di AS ada berita tentang Bu Guru Cabul lho! Malah juga ada pendeta yang cabul, dan korbannya adalah anak-anak. Michael Jackson pun berkeringat dingin di pengadilan gara-gara dituduh melakukan pencabulan atas anak-anak, bukan? Untunglah dia berhasil membebaskan diri dari tuduhan itu.

Apakah pornografi ada manfaatnya? Tentu saja ada! Racun yang mematikan kuman pun jelas manfaatnya. Nah, konon bagi orang yang sudah uzur, sehingga nafsu syahwatnya sudah mulai loyo dan kendor, bisa dirangsang dengan "blue movie."

Nah, kalau ada UU pornografi, maka pelakunya harus diseret ke pengadilan. Ini lebih baik dibandingkan "main hakim sendiri" yang dilakukan oleh sejumlah orang di negeri kita. Lewat pengadilan, maka si tertuduh bisa membela dirinya. Ini namanya adil. Jadi, kalau ada pengadilan dalam hal ini, maka perlulah ditampilkan saksi ahli, baik yang memberatkan maupun yang meringankan atau malah yang membelanya. Saksi ahli itu boleh jadi seorang kritikus seni, arau seorang ahli kesehatan, ahli pendidikan atau pun yang mewakili bidang ilmu pengetahuan.

Itulah semuanya, yang harus dipertimbangkan, kalau kita ingin menyusun UU tentang pornografi.

Tapi, saya mau menutupnya dengan tambahan kecil ini:

Yang kurang sreg tentang apa yang saya utarakan di atas semua adalah jika dikaitkan dengan industri pil perangsang syahwat bernama "Viagra" itu, bukan? Jelas sekali pil ini hanya punya fungsi dan tujuan yang sangat
pornografis: merangsang kebangkitan syahwat pria! Kalau rumusan saya itu diterapkan untuk kasus pil ini, maka jelas sekali "Viagra" ini adalah pil pornografi -
--
hehe-hehe...!

Twinbrook, MD, 2006.

Titip

2006-02-24T17:26:00.000-08:00

Comment :

Pada awalnya memang budaya tolong menolong ini bertujuan baik, bahkan tujuan membantu bukanlah hal yg salah. Namun apapun yg baik dapat disalah gunakan. Budaya titip juga sama saja kalau di"abuse".

=======================================

Titip

TULUS SUDARTO

Tanpa dinyana pola dasar pergaulan sosial kita adalah titip-menitip. Ketika mendaftar anaknya ke sebuah instansi, bapak sekadar berkata kepada orangdalam berkedudukan strategis di lembaga itu: Aku titip si Anu, ya. Si anak diterima. Aneka ujian jadi formalitas belaka. Setiap partai menitipkan orangnya untuk menduduki posisi tertentu di suatu departemen atau BUMN. Ketika ada kenalan yang hendak pergi belanja, dengan enak orang akan titip suatu barang untuk dibelikan.

Ada dua alasan mengapa orang menitip: memangkas biaya sosial yang seharusnya dikeluarkan (alasan ekonomis) dan mencipta ruang longgar untuk menancapkan kepekatan relasional (alasan ideologis). Sesering kita dititipi orang lain, sesering itu pula kita menggemukkan Bank Budi yang merupakan tabungan jangka panjang untuk satu saat kita berhak menangguk bunga hasil titip-menitip itu.

Kata titip tetap akan mandul kalau kita meleset memahaminya sebagai bahasa pergaulan sehari-hari. Ia bersifat sosial sebab tak bisa berdiri sendiri sebagai kata selain diletakkan dalam pergaulan sosial. Tak ada muatan arti apa pun dari titip selain merangkum pola hubungan antara satu pihak dan pihak lain.

Titip ternyata terlalu sulit diterjemahkan ke dalam bahasa Inggris. Kamus John M Echols dan Hassan Shadily memberi definisi panjang 'entrust something to someone for a short period'. Yang dipakai adalah kata entrust. Oxford sendiri memberi rumusan entrust sebagai 'give something to a person to look after'.

Selebihnya diberikan contoh sana-sini untuk menjelaskan. Kalau ke Indonesia nanti, saya titip oleh-oleh buat adik saya (When you go to Indonesia, can I entrust a present for my sister to you?) Seseorang yang minta titip dibelikan tiket akan berkata, Could you pick up a ticket for me later? Yang hendak menitip tas akan berkata, I will leave my bag here in your custody, okay? Kata benda titipan diterjemahkan sebagai entrusted goods.

Terlalu banyak definisi mencirikan kata tersebut sulit dialihbahasakan. Selain nihil padanan yang persis, sangat mungkin kata tersebut nyaris tak ada dalam kamus pergaulan sosial mereka. Budaya titip agaknya khas masyarakat kita saja.

Di Yogyakarta ada seorang guru besar dari Belanda yang tak bosan marah saban mahasiswa mengumpulkan makalah hanya dengan menitipnya kepada orang lain. Peragaan paling mencolok terjadi di lembaga pemerintahan. Sudah lama sekali prosedur titip-menitip bersifat eksklusif sekaligus intern. Di kalangan terbatas budaya titip sangat germinatif. Sebaliknya, DPR cenderung alergi bila dititipi suara rakyat. Lingkaran intimitas relasional memang sangat terjaga buat kebutuhan primordial saja.

Yang semula bersuasana ekonomis bergeser menjadi identitas kultural. Dalam lanskap inilah literatur Wittgenstein tentang permainan bahasa afdal. Sosialitas menjadi variabel paling mumpuni dalam menentukan jenis representasi budaya. Dan budaya titip merupakan representasi dari sintaksis keluarga.

Dalam bukunya, Young Heroes the Indonesian Family in Politics, Saya Sasaki Shiraishi menunjuk keluarga sebagai sintaksis masyarakat bangsa. Indonesianis asal Jepang itu membuktikan bahwa ideologi keluarga dipakai sebagai dasar bangunan bangsa. Bangsa tak lain sebuah keluarga besar.

Genealogi sintaks keluarga ini ditemukan pada Ki Hajar Dewantara yang mendirikan pendidikan Taman Siswa. Slogan abadi dipakai: ing ngarso sung tuladha ing madya mangun karsa tut wuri handayani.

Dalam perjalanan, salahtafsir terjadi atas filofosi tersebut. Distorsi paling gemilang dilakukan oleh rezim Orde Baru. Secara faktual lingkaran kekuasaan begitu eksklusif. Mereka yang berada dalam kisaran kekuasaan pasti makmur. Sistem kroni berkembang subur. Status sebagai anggota keluarga dibuat dengan merentang sekian matarantai relasi. Secara ringkas, sintaksis keluarga dalam masyarakat bangsa memiliki adagium populer demikian: untuk bisa hidup, tak boleh tak harus punya relasi. Sintaksis keluarga menjadi sistem yang bersifat sosial. Kesuburan praktik KKN berasal dari landasan ideologis ini.

Dalam cara tutur Stuart Hall, setiap ruang bertaraf kebudayaan. Representasi mengacu pada soal bagaimana dunia ini dikonstruksi dan diejawantahkan kepada dan oleh masyarakat. Itu berarti budaya titip menjadi representasi mentalitas pragmatisme masyarakat. Atau, lebih pas bila dipakai istilah budaya malas. Titip-menitip lebih kuat mengarah pada arti malas ketimbang muatan ideologis megah lainnya.

Tak perlulah tersinggung kalau kita disebut bangsa dengan penyakit kemalasan akut. Terlebih lagi, kita telanjur ada dalam zona pemaknaan leksikal: bahasa mencerminkan bangsa.

Penulis Seorang Rohaniman, Seminari Tinggi St Paulus, Yogyakarta
http://www.kompas.co.id/kompas-cetak/0602/17/utama/2442966.htm

Bacaan Hari Ini

Diskusi : Gunung Merapi dan Gempa-gempa di Jawa Tengah

Nuklir untuk Listrik Indonesia

Rumittt-nya bagi hasil Cepu

Selamat Hari Kartini .... GeoWoman

Harrison Schmitt 04:2006 EXPLORER

Panas Bumi Hu'u Nusa Tenggara Barat

SURVEI PANAS BUMI TERPADU (GEOLOGI, GEOKIMIA DAN GEOFISIKA)

DAERAH HU’U, KABUPATEN DOMPU, PROVINSI NUSATENGGARA BARAT

Oleh:

Herry Sundhoro, Bakrun, Bangbang Sulaeman, Timor Situmorang,

Eddy Sumardi , Imanuel. MF, Dikdik Risdianto, Liliek. R. R.

SUBDIT PANAS BUMI

ABSTRACT

SARI

PENGEMBANGAN PANASBUMI INDONESIA

Krisis Energi Bikin Investor Ketar-ketir - Sabtu, 25 Maret 2006

Melirik Teknologi Termoelektrik sebagai Sumber Energi Alternatif - Sabtu, 07 Agustus 2004

MELIRIK ENERGI PANASBUMI

The Bedugul Geothermal Field, Bali (Indonesia)

A Common Energy Policy for Europe

Prospek Energi Panas Bumi di Indonesia

Prospek Energi Panas Bumi di Indonesia

Pendahuluan

Dasar Teori

Energi panas bumi yang ada di Indonesia pada saat ini dapat dikelompokkan menjadi:

1. Energi panas bumi "uap basah"

Gambar 1. Pembangkitan tenaga listrik dari energi panas bumi "uap basah".

2. Energi panas bumi "air panas"

Energi panas bumi "uap panas" bersifat korosif, sehingga biaya awal pemanfaatannya lebih besar dibandingkan dengan energi panas bumi jenis lainnya. Skema pembangkitan tenaga listrik panas bumi "air panas" sistem biner dapat dilihat pada Gambar 2.

3. Energi panas bumi "batuan panas"

Gambar 3. Skema pembangkitan tenaga listrik energi panas bumi "batuan panas"

Kebutuhan Energi di Indonesia

Sebagai gambaran kebutuhan atau konsumsi energi di Indonesia berdasarkan sektor kebutuhan untuk industri, transportasi dan rumah tangga pada Pelita Vl adalah seperti yang tampak pada Grafik 1.

Penyediaan Energi di Indonesia

Prospek Energi Panas Bumi di Indonesia

Apabila dilihat dari Tabel 2 tersebut di atas, tampak bahwa pemenuhan kebutuhan energi listrik pada beberapa negara melalui pemanfaatan energi panas bumi terus meningkat. Angka-angka untuk berbagai negara pada tahun 2000 masih merupakan perkiraan yang masih terus dikaji ulang.

Indonesia sebagai negeri vulkanik memiliki 217 tempat yang diperkirakan potensial sebagai sumber energi panas bumi. Berdasarkan perkiraan data tahun 1997 potensi energi panas bumi di Indonesia adalah sebagai yang tertera pada Tabel 3.

Kesimpulan

Prospek Bisnis Panasbumi

Karakteristik Panasbumi

Kebijaksanaan Pemerintah dalam Pengembangan Panasbumi

Prospek Pasar

Potensi SDM Panasbumi

Peluang dan Prospek Pengembangan

Strategi Pendanaan

Beberapa insentif untuk daerah frontier

Shaw wins EPC for Indonesian geothermal plant

Are we running out of oil ?

Simple Questions, Simple Answers

Is the world about to run out of crude oil?

Are we close to the point where demand for oil will exceed the world's production capacity?

Grasberg dilihat dari angkasa.

Geothermal: dari Warta Pertamina

A Definition of Friendship

A Natural Affinity

Need For Shared Values

Building Mutual Trust

Love Between Friends

Means of Communicating

Summary

MarginalFields 11:2000 Explorer

By KATHY SHIRLEY EXPLORER Correspondent

A Global View: 'No Perfect Laboratory'

Rolling the Dice on Marginal Fields

"Independents have found they can work with many governments to affect changes that make smaller opportunities viable."

It Costs How Much?

Case Studies

Enter the Independents

Gas Hydrates in the North Makassar Basin, Indonesia, by B.A. Jackson; #90035 (2004)

Jurassic "Beaver" Is Largest Early Mammal Yet

Ikranagara: Utak-atik PORNOGRAFI

Titip

By KATHY SHIRLEY
EXPLORER Correspondent