Perkembangan energi nuklir hingga tiga dekade mendatang akan sangat dipengaruhi oleh ketersediaan uranium alam serta besar kecilnya pertumbuhan kapasitas reaktor-reaktor baru di dunia. Dengan teknologi once-through fuel cycle yang digunakaan reaktor-reaktor nuklir yang ada saat ini, bahan bakar yang berupa uranium hanya dimanfaatkan sekali pakai. Konsumsi uranium yang besar tanpa disertai dengan penemuan deposit-deposit uranium baru akan berakibat pada kelangkaan suplai. Pertanyaan utama saat ini adalah kapan kelangkaan suplai tersebut akan terjadi dan apa pengaruhnya terhadap masa depan energi nuklir.

Produksi uranium dunia
Menurut data World Nuclear Assosiation, tahun 2006, sumber daya uranium dunia yang secara ekonomis dapat dimanafaatkan sebesar 4,7 juta ton. Dengan tingkat konsumsi uranium dunia saat ini sebesar 64 kilo ton per tahun, cadangan tersebut bisa bertahan hingga 75 tahun. Namun jika porsi nuklir dalam penyediaan energi listrik dunia dipertahanakan konstan yaitu sekitar 16%, dengan pertumbuhan energi listrik dunia sebesar 2,7% per tahun (World Energy Outlook, 2006), maka diperkirakan umur cadangan uranium hanya akan bertahan hingga 40 tahun.

Hingga saat ini, sudah sebelas negara yang telah kehabisan cadangan uranium. Salah satu negara tersebut adalah Jerman yang tercatat sebagai empat besar di dunia dalam jumlah akumulatif produksi uranium sejak perang dunia kedua.

Saat ini produksi uranium hanya mampu memenuhi 63 persen permintaan dunia. Kekurangan suplai dipenuhi dari stok kelebihan produksi sebelum tahun 1980 yang sebagian besar dipakai dalam senjata nuklir pada saat itu. Tidak ada angka pasti mengenai jumlah stok tersebut, namun pada tahun 2005 diperkirakan berjumlah sekitar 210 kilo ton (Energy Watch Group, 2007). Ketimpangan antara suplai dan kebutuhan ini menjadi salah satu faktor kenaikan harga uranium sejak 2001. Bahkan dalam setahun terakhir, harga uranium telah melonjak hampir tiga kali lipat (lihat grafik di bawah). Gejolak harga tersebut mematahkan anggapan selama ini bahwa harga uranium sangat stabil sehingga dapat diprediksi secara pasti.

Apakah ini pertanda dimulainya krisis uranium? Kalangan industri nuklir membantah dugaan ini. Mereka melihat bahwa lonjakan harga uranium justeru akan mendorong eksplorasi yang lebih intensif untuk mendapatkan cadangan-cadangan baru yang selama ini dipandang belum ekonomis.

Yang menjadi persoalan adalah data pertambangan uranium selama ini tidak sepenuhnya bisa diandalkan. Ada kecenderungan perkiraan cadangan uranium meningkat pada saat produksi sedang menanjak. Dan sebaliknya, perkiraan cadangan mengalami penurunan (downgrade) yang tajam ketika produksi sudah mencapai puncak (Energy Watch Group, 2007). Di Perancis misalnya, cadangan uranium pada tahun 1985 diperkirakan sebesar 82 kilo ton. Ketika itu produksi uranium Perancis sedang mengalami peningkatan. Namun kenyataanya, setelah habis dieksplotasi hingga tahun 2002, hanya mampu memproduksi 26 kilo ton. Kasus serupa juga terjadi di industri pertambangan uranium Amerika Serikat.

Pengaruh terhadap biaya pembangkitan
Terlepas dari spekulasi cadangan uranium, gejolak harga tersebut jelas berpengaruh terhadap tingkat kekompetitifan PLTN. Berdasarkan laporan berjudul The Future of Nuclear Power yang dirilis oleh MIT pada tahun 2003, biaya pembangkitan listrik PLTN baru diperkirakan sekitar 5,5 sen Dollar AS per kWh mengunakan asumsi harga uranium 12 Dollar AS per pound (MIT, 2003). Komponen biaya uranium setara dengan 2,2 persen dari biaya pembangkitan listrik saat itu. Harga uranium saat ini yang mencapai 113 Dollar AS per pound diperkirakan menyebabkan pelonjakan biaya pembangkitan lebih dari 20 persen. Padahal sebelum terjadi gejolak harga uranium saja, biaya pembangkitan PLTN sudah lebih mahal dari alternatif lain seperti PLTU dan PLTGU (MIT, 2003; Univ. of Chicago, 2004).

Neraca energi uranium
Diakui bahwa dari tinjauan aspek teknologi dan ekonomi, tingginya harga uranium membuka peluang penemuan deposit-deposit baru dengan kadar bijih yang lebih rendah (low grade ore). Namun selain kedua faktor tersebut, faktor neraca energi juga perlu dipertimbangkan untuk menentukan kelayakan produksi uranium. Storm van Leeuwen dan Smith dalam laporan yang berjudul Nuclear Power – The Energy Balance yang diterbitkan tahun 2005 menyebutkan bahwa semakin rendah kadar bijih uranium maka energi yang dibutuhkan untuk mengekstraknya akan meningkat secara eksponensial. Nilai kritis kadar bijih uranium adalah 0,02 persen. Jika kurang dari itu, sumber daya uranium dianggap tidak layak untuk dieksploitasi karena memiliki neraca energi negatif. Artinya energi yang dibutuhkan untuk mengestrak uranium lebih besar dari energi yang dihasilkan (lihat gambar di bawah). Perlu diketahui bahwa cadangan uranium yang tercatat saat ini sudah termasuk deposit bijih uranium dengan kadar rendah, dengan lokasi yang dalam, transportasi yang jauh dan tingkat kesulitan penambangan yang tinggi. Ini artinya temuan cadangan-cadangan uranium yang baru tidak akan berpengaruh signifikan terhadap umur cadangan uranium dunia.

Sumber: Leeuwen & Smith (2005)

Skenario PLTN pasca uranium
Jika krisis kelangkaan uranium menjadi kenyataan maka masa depan PLTN akan berujung dalam tiga skenario.

Skenario pertama, ketika industri nuklir tidak lagi bisa mendapatkan uranium alam maka reprosesing bahan bakar bekas pakai (spent fuel reprocessing) akan menjadi andalan pemenuhan bahan bakar nuklir. Dalam reprosesing, plutonium dipisahkan dari bahan bakar bekas pakai sebelum digunakan kembali menjadi bahan bakar yang disebut MOX (mixed oxide fuel). Yang menjadi persoalan adalah karena plutonium merupakan bahan utama pembuatan senjata nuklir maka akan berakibat pada meningkatnya ancaman proliferasi senjata nuklir.

Pengawasan material plutonium juga bukan perkara mudah. Pengawasan yang paling ideal-pun hanya mampu mengawasi stok plutonium dengan keakuratan tidak lebih dari 99 persen. Jika volume reprosesing bahan bakar cukup besar, maka dengan memanfaatkan kebocoran sebesar 1 persen saja, dalam hitungan hari akan diperoleh jumlah bahan bahan yang cukup untuk membuat senjata nuklir tanpa sepengahuan operator atau inspektor IAEA (Oxford Research Group, 2007). Dari sisi ekonomi, reprosesing juga masih belum menguntungkan. Teknologi reprosesing diperkirakan 4 kali lebih mahal daripada teknologi once-through fuel cycle (MIT, 2003). Gambaran tingginya biaya reprosesing juga dapat dilihat dari besarnya pembengkakan biaya dekomisioning instalasi reprosesing di Sellafield, Inggris, yang mencapai 70 Milyar Poundsterling (sekitar 140 Milyar Dollar AS).

Skenario kedua, teknologi fast breeder reactor akan muncul sebagai pilihan.Teknologi ini dalam pengoperasiannya mampu menghasilkan bahan bakar lebih banyak dari yang dikonsumsi. Namun sekalipun riset reaktor breeder telah dilakukan kurang lebih setengah abad, hingga kini belum ada bukti bahwa reaktor ini layak secara teknis apalagi ekonomis. Hingga sekarang, baru ada tiga reaktor breeder di dunia yang bisa dikatakan pernah berhasil beroperasi yaitu Monju di Jepang, Beloyersk-3 di Rusia dan Phenix di Perancis. Hanya reaktor di Rusia yang hingga kini masih beroperasi itu pun dengan banyak riwayat kecelakaan selama pengoperasiannya. Patut diketahui bahwa sekalipun didesain sebagai reaktor breeder, tidak ada bukti yang meyakinkan bahwa ketiga reaktor tersebut mampu beroperasi sebagai breeder (memproduksi bahan bakar). Seandainya semua hambatan teknologi dan ekonomi bisa diatasi, kelihatannya masih diragukan bahwa teknologi ini akan siap secara komersial setidaknya hingga pertengahan abad ini. Sebuah perkiraan yang sangat optimistis berdasarkan road map yang disusun oleh departmen Energi AS bersama sembilan negara lain yang melakukan kerjasama riset dalam teknologi reaktor generasi IV (The Generation IV International Forum) memperkirakan jenis reaktor ini belum akan siap sebelum 2030.

Skenario terakhir, jika reprosesing bahan bakar dan reaktor fast breeder tetap tidak bisa menjawab persoalan kelangkaan uranium maka ini berarti akhir sejarah energi nuklir.

Sekenario mana yang akan terjadi? Semuanya tergantung dari cadangan uranium, kesiapan teknologi fast breeder reactor serta perkembangan politik dunia dalam satu-dua dekade yang akan datang.

Banyak kalangan memandang bahwa pengurangan emisi karbon dari sektor energi adalah respon yang paling tepat sebagai wujud partisipasi Indonesia terhadap isu perubahan lingkungan. Tak kurang para pendukung PLTN pun turut memanfaatkan momentum ini untuk memuluskan proyek pembangunan PLTN. Tidak hanya itu, kampanye bahan bakar nabati akhir-akhir ini pun mendapatkan energi dari isu perubahan lingkungan ini. Tapi benarkah, pengurangan emisi karbon dari sektor energi merupakan solusi yang paling tepat bagi Indonesia?

Berdasarkan laporan yang dipublikasikan oleh PEACE dan disponsori oleh Bank Dunia pada bulan Maret 2007, komposisi sumber emisi karbon di Indonesia adalah seperti ditunjukkan pada grafik dibawah. Dari grafik tersebut terlihat bahwa 85 persen emisi karbon di Indonesia diakibatkan oleh aktifitas pembukaan hutan (deforestation), dan hanya 9 persen yang berasal dari sektor energi. Jika perhitungan dibatasi hanya pada emisi karbon yang dihasilkan manusia (human-produced carbon emission) maka Indonesia menduduki urutan ke 19 dari seluruh negara di dunia, dengan kontribusi hanya 1.3 persen dari total emisi karbon dunia. Ini artinya jika seluruh sumber energi di Indonesia bebas karbon maka tidak akan berperan secara signifikan pada pengurangan emisi karbon dunia.

Bahkan jika dihitung perkapita maka emisi karbon di Indonesia hanya menduduki rangking ke 128 dengan emisi karbon sekitar 1,4 ton perkapita pertahun. Bandingkan dengan Amerika Serikat yang mencapai 19,8 ton perkapita pertahun atau Cina yang besarnya 3,2 ton perkapita pertahun. Bahkan emisi karbon perkapita negara tetangga Malaysia hampir lima kali lipat Indonesia. Dengan kenyataan tersebut sungguh tidak fair untuk memaksakan pembatasan emisi karbon untuk konteks Indonesia. Apalagi jika langkah ini harus dibayar mahal dengan mengorbankan pembangunan ekonomi.

Sebagai gambaran, jika pembatasan emisi karbon dilakukan dengan mengurangi pemakaian batubara sebagai sumber energi listrik dan industri misalnya, maka secara tidak langsung akan berefek pada peningkatan volume ekspor batubara. Dengan cara ini, secara neto, kontribusi Indonesia dalam pengurangan emisi karbon dunia tidak akan begitu efektif.

Berkaca dari kenyataan tersebut, maka jika Indonesia berkomitmen untuk berperan dalam pengurangan emisi karbon, cara yang paling efektif adalah dengan memfokuskan pada pelestarian hutan yang saat ini belum berjalan secara efektif. Dan karena masalah hutan tidak hanya tanggung jawab Indonesia namun juga merupakan kepentingan internasional maka sudah seharusnya negara-negara industri yang selama ini lebih dominan dalam menyumbang emisi karbon turut bertanggungjawab memikirkannya. Bahkan tidak hanya itu, kenyataanya selama ini negara-negara industri turut menikmati hasil hutan Indonesia. Data menunjukkan hampir separuh produk hutan Indonesia diekspor langsung ke negara-negara industri seperti AS, Uni Eropa dan Jepang (lihat gambar di bawah). Ini belum termasuk produk kayu ilegal yang diselundupkan dari Indonesia ke negara-negara Asia lainnya dan kemudian mengalami perubahan label asal negara sebelum diekspor ke negara tujuan yang lain.

Upaya perlindungan hutan tentu sedikit banyak mengurangi akses pemanfaatan hutan bagi kepentingan ekonomi bangsa. Ini artinya negara-negara industri harus bersedia memberikan kompensasi atas kerugian ekonomi tersebut.

Lebih dari itu, pembatasan emisi karbon sesungguhnya dapat dilakukan tanpa harus dibayar dengan ongkos ekonomi yang tinggi. Hal ini dapat diwujudkan melalui perdagangan emisi karbon dalam kerangka Clean Development Mechanism (CDM). Jika ini berhasil diwujudkan, maka bukan saja Indonesia turut berpartisipasi dalam pengurangan emisi global namun juga memberikan manfaat secara ekonomi bagi bangsa. Perlu dicatat bahwa peran Indonesia dalam CDM saat ini masih kurang progresif, sangat jauh dibawah negara-negara berkembang yang lain seperti Cina, India dan Brazil.

Situs yang berisi informasi terkait:

Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC)
United Nations site for the MDG Indicators
United Nations Framework Convention on Climate Change

Bagi sebagian negara berkembang, teknologi nuklir seolah menjadi hal yang menjanjikan, baik sebagai solusi pemenuhan kebutuhan energi maupun sebagai simbol penguasaan teknologi. Sayangnya, anggapan ini tidak selalu benar. Berikut ini adalah cerita pengalaman beberapa negara berkembang yang susungguhnya dalam membangun PLTN.

Brazil

Brazil memiliki dua reaktor PLTN Angra I dan II. Angra I (berkapasitas 600 MW) selesai dibangun pada tahun 1982 dan mulai beroperasi satu tahun kemudian dengan teknologi yang dibeli dari Westinghouse – Amerika Serikat (sekarang Toshiba), namun pembelian ini tidak termasuk transfer teknologi reaktor yang sensistif. Pembangunannya sendiri membutuhkan waktu lebih dari 10 tahun. Dalam pengoperasiannya Brazil justeru menjadi sangat tergantung terhadap Amerika Serikat dalam pengadaan bahan bakar uranium. Disamping itu, PLTN yang menghabiskan biaya hingga 2 milyar dollar ini dinilai oleh para ahli sangat tidak cost effective. Antara tahun 1985 s.d. 1993 PLTN beberapa kali berhenti beroperasi karena masalah teknis dan permasalahan hukum. Hal ini menyebabkan perusahaan negara yang mengelola PLTN tersebut menderita kerugian hingga mencapai 100 juta dollar. Angka kerugian itu hanya mencakup kerugian akibat biaya operasional. Bahkan direncanakan PLTN tersebut akan segera berhenti beroperasi pada tahun 2009 dengan biaya dekomisioning diperkirakan sebesar 200 juta dollar.

Belajar dari kegagalan transfer teknologi pada Angra I, maka pada proyek Angra II (berkapasitas 1.270 MW) Brazil memilih kerjasama dengan Kraftwerk Union AG (KWU) – Jerman, dalam pembangunan reaktor. Namun pembangunan reaktor kedua ini baru selesai tahun 2001, atau membutuhkan waktu lebih dari 20 tahun, serta menghabiskan biaya hingga 10 milyar dollar., Brazil masih berambisi meneruskan proyek pembangunan nuklirnya dengan mendirikan PLTN yang ketiga, Angra III, pada tahun 1984. Setelah menelan tambahan biaya sebesar 1.8 milyar dollar dari biaya semula, hingga saat ini belum jelas kapan proyek Angra III tersebut akan selesai.

Filipina

Filipina merupakan negara yang memiliki pengalaman paling pahit diantara negara-negara berkembang yang mencoba mengembangkan PLTN. Filipina mulai membangun PLTN pada tahun 1976 dan selesai pada tahun 1984. PLTN dengan kapasitas 621 MW tersebut menelan biaya hingga 2,3 milyar dollar. Namun dalam perkembangannya PLTN tersebut tidak bernah beroperasi. Keputusan ini diambil setelah diketahui bahwa PLTN tersebut teletak tidak jauh dari Gunung Pinatubo. Pada saat PLTN tersebut dibangun, Gunung Pinatubo dinyatakan sebagai gunung yang sudah tidak aktif. Kewajiban pengembalian pinjaman biaya investasi pembangunan PLTN tersebut pada akhirnya menjadi beban hutang yang mencapai 20% dari total beban hutang luar negeri negara tersebut.

Meksiko

Meksiko memulai pembangunan fasilitas nuklir di Laguna Verde pada tahun 1969 dan memakan waktu 30 tahun. Saat ini pemerintah Mexico sedang mempertimbangkan penghentian operasi PLTN Laguna Verde yang selama ini baru memberikan kontribusi listrik sebesar 3,2% dari kebutuhan listrik negara tersebut, namun di sisi lain telah menalan biaya yang setara dengan 6,3% asset Comision Federal de Electricidad (CFE), perusahaan listrik milik negara Mexico.

Pengalaman sejumlah negara tersebut membuktikan bahwa kisah indah tentang negara berkembang yang memanfaatkan PLTN tidak selamanya benar, kalau tidak boleh dikatakan sesungguhnya lebih banyak pengalaman buruk yang jarang terungkap.

Referensi:

Stockholm International Peace Research Institute (SIPRI), Country of Nuclear Strategic Concern – Brazil country profile. Maret 2006.

Eugenio Fernández-Vázquez dan Juan Pablo Pardo-Guerra. Latin America Rethinks Nuclear Energy. International Relations Sener (IRC). 12 September 2005.

Karl Wilson. Philippines: Bataan nuclear plant costs $155,000 a day but no power. Energy Bulletin. 30 Juni 2004.

Eugenio Fernández-Vázquez dan Juan Pablo Pardo-Guerra. Latin America Rethinks Nuclear Energy. International Relations Sener (IRC). 12 September 2005.

Krisis listrik di Jawa-Bali hingga kini belum kunjung usai. Solusi klasik terhadap masalah ini adalah dengan membangun pembangkit-pembangkit listrik baru. Padahal disamping itu, sesungguhnya pembangunan interkoneksi Sumatera-Jawa juga merupakan sebuah solusi yang strategis. Sayangnya solusi ini cenderung tidak menjadi prioritas. Alasan utamanya apalagi kalau bukan karena mahalnya biaya investasi.

Interkoneksi Sumatara-Jawa sesungguhnya bukan gagasan baru. Sekedar menengok ke belakang, rencana pembangunan interkoneksi Sumatera-Jawa telah digagas sejak era Orde Baru. Saat itu jaringan interkoneksi Sumatara-Jawa direncakan akan terwujud pada Repelita VII (1999-2004). Rencana pembangunan jaringan interkoneksi tersebut pupus seiring dengan datangnya krisis ekonomi pada tahun 1997 yang diikuti dengan lengsernya rejim yang berkuasa waktu itu.

Namun semenjak krisis kelistrikan mendera Indonesia akhir-akhir ini, interkoneksi Sumatara-Jawa kembali dilirik sebagai sebuah alternatif. Akan tetapi tetap saja terkesan tidak menjadi prioritas utama. Pada awal 2005 pemerintah, melalui Menteri Sumber Daya Energi dan Mineral, Purnomo Yusgiantoro, menargetkan interkoneksi Sumatera-Jawa akan selesai dibangun pada tahun 2007 (Kompas, 28/02/2005). Belakangan diberitakan bahwa rencana tersebut rupanya tertunda lagi dan diperkirakan baru akan terwujud pada tahun 2010 (Ekonomi neraca, 03/05/2006).

Keutungan strategis

Ada banyak keutungan strategis dengan kehadiran interkoneksi Sumatera-Jawa tersebut, antara lain:

1. Mengamankan pasokan listrik
Pasokan listrik di Jawa-Bali saat ini mengalami defisit daya yang cukup besar. Kombinasi antara keterbatasan daya listrik dan buruknya keandalan pembangkit-pembangkit listrik di Jawa-Bali memaksa PLN untuk melakukan pemadaman bergilir di sejumlah wilayah. Alhasil, selama tahun lalu kejadian pemadaman listrik ini telah dilakukan lebih dari tiga kali. Kehadiran interkoneksi Sumatera-Jawa tentunya diharapkan akan membantu mengatasi permasalahan ini.

2. Meningkatkan efisiensi pembangkitan listrik
Pembangunan pembangkit dengan memanfaatkan pembangkit mulut tambang akan meningkatkan efisiensi pembangkitan. Ini karena batubara yang digunakan sebagai bahan bakar tidak membutuhkan transportasi yang panjang menuju lokasi pembangkitan. Masalah yang berhubungan dengan terhambatnya pasokan batubara ke pembangkit-pembangkit di Jawa juga bisa diminimalkan. Pembangkit mulut tambang juga memungkinkan pemanfaatan batubara kulitas rendah. Jenis batubara ini tidak ekonomis untuk diekspor atau ditransportasikan ke pembangkit-pembangkit listrik di Jawa oleh karenanya pembangkit harus dibangun di lokasi yang dekat dengan lokasi tambang.

3. Meningkatkan keandalan sistem listrik
Kejadian mati listrik (black out) pada 18 Agustus 2005 membuktikan betapa rentannya sistem kelistrikan Jawa-Bali. Padahal untuk waktu-waktu yang akan datang keandalan sistem kelistrikan menjadi prasyarat yang semakin vital dalam menentukan keberhasilan pembangunan ekonomi. Interkoneksi Sumatera-Jawa akan menghubungkan secara langsung pembangkit di Sumatera dengan pusat beban Jawa-Bali yang terkonsentrasi di Jawa bagian barat. Interkoneksi tersebut tentu diharapakan akan meningkatkan keandalan sistem yang ada saat ini.

4. Memacu dan meratakan pertumbuhan ekonomi
Interkoneksi Sumetara-Jawa akan memacu pembangunan di Sumatera khususnya di Sumatera Selatan dan sekitarnya dengan meningkatnya pendapatan daerah melalui penjualan listrik. Disamping itu ekses daya dari pembangkit yang ada bisa dimanfaatkan untuk mempercepat pertumbuhan listrik di daerah tersebut. Seiring dengan tersedianya infrastruktur listrik yang memadai diharapkan Sumatera akan menjadi lebih atraktif untuk aktifitas perekonomian.

Teknologi dan biaya

Ada dua alternatif teknologi untuk mentransmisikan daya listrik dalam jumlah besar (bulk power), yaitu HVAC (High Voltage Alternating Current) dan HVDC (High Voltage Direct Current). Teknologi HVAC saat ini digunakan pada sistem transmisi Jawa-Bali, dimana hampir seluruhnya berupa saluran udara tegangan tinggi atau ekstra tinggi. Secara umum HVAC masih merupakan alternatif yang murah dan fleksibel untuk transmisi daya listrik. Kelemahannya, sistem HVAC menyerap daya reaktif yang besarnya berbanding lurus dengan panjang saluran transmisi. Hal ini mengakibatkan rugi-rugi transmisi yang cukup besar. Dengan demikian HVAC memiliki keterbatasan untuk menyalurkan daya dengan jarak yang jauh. Bahkan pada saluran transmisi kabel bawah tanah atau bawah laut, kemampuan kabel HVAC dalam menyalurkan daya sangat terbatas, hal ini disebabkan oleh kapasitansi yang tinggi antara konduktor dengan tanah atau air laut.

Berbeda dengan HVAC yang relatif murah, HVDC terhitung mahal. Penyebab utama tingginya biaya investasi HVDC adalah tingginya harga konverter. Namun di sisi lain, HVDC memiliki sejumlah kelebihan dibandingkan HVAC. Pertama, HVDC memiliki rugi-rugi daya yang lebih kecil karena tidak mengkonsumsi daya reaktif. Rendahnya rugi-rugi tersebut memungkinkan transmisi daya yang lebih besar dan jarak yang lebih jauh. HVDC juga memerlukan lebih sedikit konduktor serta tidak memakan area yang luas untuk perlintasan saluran transmisi. Disamping itu, HVDC mampu meningkatkan stabilitas sistem daya karena teknologi ini tidak memerlukan operasi sinkron antara kedua sistem yang dihubungkannya. Teknologi HVDC saat ini memungkinakan transfer daya listrik hingga 3600 MW untuk setiap unit dengan panjang transmisi mencapai lebih dari 1400 km.

Jalur interkoneksi Sumatera-Jawa (Sumber: Sudarmadi, 2006)

Interkoneksi Sumatera-Jawa diperkirakan akan menghubungkan Musi Rawas dan Muara Enim yang nantinya akan menjadi sebuah pusat pembangkitan listrik mulut tambang dan wilayah sekitar Jakarta sebagai pusat beban. Panjang saluran transmisi diperkirakan sekitar 700 km. Dimana 40 km dari panjang tersebut merupakan kabel bawah laut yang melintasi Selat Sunda dengan menghubungkan Kalianda dengan Suralaya. Daya yang ditransmisikan diperkirakan lebih dari 2000 MW. Dengan spesifikasi tersebut maka pilihan teknologi yang dianggap paling tepat adalah dengan menggunakan sistem transmisi HVDC.

Sebuah studi memperkirakan pembangunan interkoneksi Sumatra-Jawa menggunakan HVDC dengan kapasitas daya 2400 MW akan memakan biaya tak kurang dari 900 juta USD atau sekitar 8 trilyun rupiah [1]. Sebagai pembanding, perlu diketahui bahwa dengan biaya yang sama pada akhir tahun 2006 Cina bekerjasama dengan ABB mampu membangun transmisi HVDC dengan kapasitas 3000 MW sepanjang 1040 km. Logikanya, dengan kapasitas yang lebih kecil dan saluran transmisi yang lebih pendek maka biaya interkoneksi Sumatera-Jawa seharusnya lebih murah. Perbedaan ini kemungkinan disebabkan karena studi tersebut menggunakan asumsi harga tahun 1997, sementara harga konverter HVDC selama beberapa tahun terakhir telah mengalami penurunan yang signifikan. Secara teknis pembangunan interkoneksi Sumatera-Jawa diperkirakan akan memakan waktu kurang lebih 2.5 hingga 3 tahun, dengan asumsi tidak ada kendala dalam pembebasan lahan.

Memang pembangunan interkoneksi Sumatera-Jawa membutuhkan biaya yang tidak sedikit. Namun dengan pertimbangan besarnya manfaat yang diperoleh, maka sesungguhnya biaya sebesar itu merupakan investasi berharga bagi pembangunan kelistrikan Indonesia. Tentu dengan catatan bahwa tidak akan terjadi mark-up dalam realisasinya.

Pembangunan interkoneksi Sumatra-Jawa juga harus dipahami sebagai sarana pemerataan pembangunan dan bukan sekedar sebagai bentuk eksploitasi sumber daya alam dari dari satu daerah untuk kepentingan daerah lain. Pemanfaatan batubara kalori rendah dengan pembangkit mulut tambang juga bukan berarti bahwa batubara kalori tinggi bebas dijadikan komoditas ekspor, mengingat kebutuhan listrik dalam negeri masih akan tumbuh dengan pesat dan batubara adalah menjadi salah satu alternatif utama.

[1] D. Sudarmadi, dkk. DC Interconnection between Java and Sumatera, in Indonesia. Prosiding Power Systems Conference and Exposition, 2006.

Bahan bakar nabati (BBN), dalam bentuk bioetanol dan biodisel, menjadi secercah harapan baru bagi pemerintah untuk meningkatkan devisa, menciptakan lapangan kerja baru serta membantu mengurangi angka kemiskinan. Pemanfaatan BBN juga diharapkan mengurangi pencemaran udara serta menciptakan kemandirian energi dengan mengurangi ketergantungan terhadap impor minyak bumi.

Harapan ini tentu beralasan mengingat sumberdaya alam Indonesia sangat potensial untuk pengembangan BBN. Disamping itu, permintaan pasar internasional terhadap BBN selama beberapa tahun terakhir juga meningkat tajam. Berdasarkan laporan yang dirilis analis pasar Emerging Market Online pada bulan Oktober tahun lalu, produksi biodisel dunia meningkat dari 1000 juta liter pada tahun 2001 menjadi 3500 juta liter pada tahun 2005, artinya terjadi pertumbuhan produksi lebih dari 35 persen per tahun. Pertumbuhan ini diperkirakan akan terus berlanjut. Apalagi bulan Maret ini Uni Eropa telah mencanangkan target peningkatan porsi BBN hingga 10 persen untuk sektor transportasi pada tahun 2020. Trend peningkatan kebutuhan BBN juga ditandai dengan rencana pemerintah Amerika Serikat untuk meningkatkan produksi bioetanol hingga 5 kali lipat pada tahun 2017.

Namun, di tengah harapan cerah tersebut, program BBN juga menyimpan sejumlah potensi bencana yang serius. Setidaknya ada tiga bencana atau kegagalan yang harus diwaspadai, yaitu kerusakan hutan, kelangkaan pangan dan kegagalan menciptakan pasar domestik.

Kerusakan hutan

Dua alternatif sumber biodisel yang paling prospesktif untuk Indonesia saat ini adalah minyak kelapa sawit dan jarak pagar. Namun biodisel dari minyak kelapa sawit, atau yang lebih dikenal dengan CPO (crude palm oil), diperkirakan akan lebih diminati para investor. Alasannya, industri di Indonesia telah memiliki pengalaman dalam bidang ini. Minyak kelapa sawit juga dianggap lebih ekonomis. Setiap hektar kebun kelapa sawit mampu menghasilkan 5 ton minyak nabati per tahun, atau setara dengan tiga kali jumlah produksi minyak dari tanaman jarak pagar untuk luas lahan dan jangka waktu yang sama. Di sisi lain, produksi biodisel dari minyak jarak pagar membutuhkan waktu yang lebih lama untuk penyiapan teknologi serta standardisasi produk dan pengolahan sebelum bisa masuk ke pasaran.

Yang mengkhawatirkan adalah bahwa pemanfaatan CPO untuk biodisel ini akan menyebabkan kerusakan hutan akibat konversi menjadi perkebunan kelapa sawit. Sejumlah aktifis lingkungan memperkirakan industri biodisel di Indonesia akan mengulangi kesalahan seperti yang telah dilakukan oleh industri pulp dan kertas selama ini dalam memberikan andil terhadap kerusakan hutan. Laporan Friend of Earth tahun lalu menyebutkan antara tahun 1985 hingga 2000, 4 juta hektar hutan telah diubah menjadi lahan kelapa sawit di Sumatera dan Kalimantan, sementara 16.5 juta hektar yang lain akan segera menyusul.

Hasil penelitian juga menunjukkan bahwa konversi hutan tropis menjadi lahan perkebunan, industri kayu dan pembangunan infrastruktur menyumbang 10-30 persen dari emisi gas rumah kaca dunia (Majalah Nature, 2001). Konversi hutan menjadi perkebunan monokultur juga mengancam keanekaragaman hayati. Dengan demikian, alih-alih menurunkan emisi karbon, program BBN dengan pembukaan hutan justeru memperparah permasalahan yang telah ada.

Persaingan pangan dan energi

Program BBN juga diperkirakan akan menyebakan naiknya harga komoditi pertanian tertentu, yang akhirnya berdampak pada meningkatnya harga produk pangan yang berbahan baku komoditi tersebut. Sebagai contoh, program etanol di Amerika Serikat diyakini sebagai penyebab meroketnya harga komoditi jagung di negara tersebut hingga dua kali lipat dalam satu tahun terakhir. Dengan demikian sangat beralasan jika pemanfaatan biodisel dari minyak kelapa sawit dan bioetanol dari tebu dikhawatirkan juga akan berpengaruh langsung terhadap harga dua bahan kebutuhan pokok, yaitu minyak goreng dan gula.

Persoalan akan bertambah serius jika program BBN juga menyebabkan konversi besar-besaran tanaman pangan menjadi tanaman penghasil BBN. Hal ini jelas mengancam ketahanan pangan nasional. Apalagi hingga kini target peningkatan produksi pangan, khususnya beras, masih belum tercapai sepenuhnya. Jika ini menjadi kenyataan maka yang diperkirakan menjadi korban paling menderita adalah masyarakat miskin, khususnya yang tinggal di perkotaan. Kondisi seperti ini tentu kontradiktif dengan harapan pemerintah agar program BBN bisa mengurangi angka kemiskinan.

Kegagalan pasar domestik

Ancaman yang ketiga adalah kegagalan dalam menciptakan pasar domestik. Jika ancaman tersebut terwujud, maka program BBN hanya akan menjadikan bangsa Indonesia sebagai pelayan energi bagi negara-negara industri. Hal ini bisa saja terjadi jika permintaan pasar internasional tinggi sementara pada saat yang sama pasar domestik dianggap tidak menarik. Kekhawatiran ini rupanya mulai menjadi kenyataan, karena alasan tersebut sebuah perusahaan biodisel di bawah kelompok Sinar Mas saat ini lebih tertarik untuk membuka pabrik biodisel di Eropa ketimbang di dalam negeri. Bahkan saat ini sudah ada industri biodisel di Sumetara Utara yang terpaksa berhenti beroperasi karena alasan yang serupa. Sungguh disayangkan jika industri BBN dalam negeri kelak hanya mampu mengandalkan ekspor produk mentah, seperti CPO misalnya. Artinya, tidak banyak nilai tambah yang dihasilkan oleh industri tersebut.

Pasar domestik juga tidak akan terwujud jika industri BBN dalam negeri dan pemerintah gagal menyediakan infrastruktur penunjang yang dibutuhkan. Kendati BBN dan BBM sama-sama bahan bakar cair, sifat BBN yang hygroscopic (menyerap uap air) menuntut infrastruktur pendistribusian yang khusus, baik dalam tempat penyimpanan maupun cara penanganan, untuk menjaga kualitas produk selama proses distribusi.

Kebijakan yang tepat

Untuk menghindari ketiga bencana tersebut dibutuhkan kebijakan yang jelas dan tepat dari pemerintah khususnya terkait dengan penggunaan lahan untuk industri BBN. Program BBN seyogyanya diletakkan dalam kerangka pembangunan yang berkelanjutan serta berorientasi pada kemandirian bangsa dan bukan didasari oleh keutungan ekonomi jangka pendek.

.

.

.

Informasi terkait:

• Palm oil: the biofuel of the future driving an ecological disaster now

Akhir tahun 2006 yang lalu MIT dengan sponsor dari Departemen Energi AS merilis laporan mengenai EGS (enhanced geothermal system) yang diberi judul The Future of Geothermal Energy. Laporan yang disusun oleh berbagai ahli di bidang teknologi energi, ekonomi dan lingkungan tersebut menyimpulkan bahwa dengan memanfaatkan EGS, energi panas bumi akan mampu menyumbang 10% kebutuhan listrik di AS pada tahun 2050. Jumlah ini setara dengan pembangkit listrik beban dasar dengan kapasitas 100 GWe. Bahkan laporan tersebut juga menyebutkan, dengan pengembangan teknologi lebih lanjut, jumlah energi yang secara ekonomis dapat dimanfaatkan bisa meningkat hingga dari 10 kali lipat dari yang ada saat ini. Dengan demikian, menurut laporan tersebut, EGS bisa menjadi sumber energi pilihan yang berkelanjutan hingga berabad-abad.

Seperti diketahui, energi panas bumi memiliki beberapa keunggulan dibandingkan sumber energi terbarukan yang lain, diantaranya: (1) hemat ruang dan pengaruh dampak visual yang minimal, (2) mampu berproduksi secara terus menerus selama 24 jam, sehingga tidak membutuhkan tempat penyimpanan energi (energy storage), serta (3) tingkat ketersediaan (availability) yang sangat tinggi yaitu diatas 95%. Namun demikian, pemulihan energi (energy recovery) panas bumi memakan waktu yang relatif lama yaitu hingga beberapa ratus tahun. Secara teknis-ekonomis, suatu lokasi sumber panas bumi mampu menyediakan energi untuk jangka waktu antara 30-50 tahun, sebelum ditemukan lokasi pengganti yang baru.

Panas bumi yang selama ini dimanfaatkan untuk pembangkit listrik masih terbatas pada sumber-sumber yang dikategorikan ideal atau high-grade hydrothermal system. Secara umum sumber panas bumi seperti ini memiliki karakteristik seperti kedalaman reservoir yang relatif dangkal atau kurang dari 2.500 meter, memiliki kandungan uap dengan enthalpi relatif tinggi dan serta memiliki permeabilitas yang memenuhi syarat.

Definisi EGS menurut laporan ini meliputi semua sumber panasbumi yang saat ini belum dieksploitasi secara komersial dan membutuhkan rangsangan serta penyempurnaan teknologi lebih lanjut. Definisi ini juga mencakup sumber hidro-termal yang memiliki permeabilitas rendah dan yang selama ini dianggap tidak produktif. Sebagai tambahan, produksi uap panas yang merupakan hasil sampingan pada operasi pengeboran minyak dan gas juga dimasukkan sebagai salah satu jenis EGS non-konvensional.

Dengan EGS, energi panas bumi dapat dieksploitasi pada lokasi yang saat ini dianggap tidak potensial. Hal ini dilakukan antara lain dengan dengan melakukan penyempurnaan teknologi pengeboran, pengkondisian reservoir serta penyempurnaan teknologi konversi. Teknologi EGS yang ada saat ini telah dipakai pada pengeboran hingga kedalaman 3.000 – 5.000 m. Di masa yang akan datang, diharapkan pengeboran dapat dilakukan hingga kedalaman 6.000 sampai 10.000 m. Pengkondisian reservoir untuk sumber panas bumi yang memiliki permeabilitas rendah dilakukan dengan cara menciptakan retakan (fracture) dalam volume yang luas yang sehingga memungkinkan transfer panas yang lebih besar dan efektif. Teknologi konversi juga telah ditingkatkan untuk mendapatkan transfer panas yang lebih efisien.

Enhanced geothermal system (Sumber: Geothermal Explorers Ltd)

Sekalipun demikian, masih ada sejumlah tantangan teknologi yang masih harus diatasi. Di bidang pengeboran misalnya, diperlukan teknologi yang mampu beroperasi dalam lingkungan dengan suhu tinggi dan korosif serta dengan sifat batuan yang cenderung lebih keras. Di bidang pengkondisian reservoir diperlukan antara lain: teknologi untuk mengkaji secara akurat volume dan bidang transfer panas reservoir, peralatan ukur yang mampu beroperasi pada suhu tinggi, penelitian yang lebih detail mengenai interaksi air dan batuan, teknologi pengendalian aliran fluida dengan suhu tinggi serta pemodelan reservoir yang lebih akurat. Pada sisi konversi, penyempurnaan perlu dilakukan antara lain dengan cara mengaplikasikan kondisi operasi superkritis dan memanfaatkan produk sampingan uap panas dari operasi pengeboran minyak dan gas. Mengingat teknologi EGS memiliki kemiripan dalam banyak hal dengan teknologi yang dipakai dalam industri pengeboran minyak dan gas, para ahli yang menyusun laporan tersebut yakin bahwa tantangan-tantangan tersebut dapat diatasi dengan lebih mudah dan dengan biaya yang lebih rendah.

Laporan ini tentu sangat penting bagi Indonesia, mengingat besarnya potensi panas bumi di negeri kita yang saat ini diperkirakan mencapai 27 GWe. Angka ini setara dengan 40 persen sumberdaya panasbumi dunia dan ini baru meliputi potensi panas bumi konvensional. Dengan teknologi EGS potensi tersebut sangat mungkin ditingkatkan menjadi 5 kali lipat, atau lebih dari 125 GWe. Katakanlah, hingga 25 tahun yang akan datang 50 persen dari potensi tersebut bisa dimanfaatkan, maka pada 2030 diperkirakan energi panas bumi mampu memenuhi sebagian besar kebutuhan listrik Indonesia. Jika hal ini berhasil diwujudkan, dan dengan dukungan pengembangan sumber daya energi terbarukan yang lain, maka jaminan ketersediaan sumber energi listrik yang berkesinambungan bagi Indonesia akan teratasi.

Informasi terkait:

• IT-led panel backs ‘heat mining’ as key U.S. energy source
• The Future of Geothermal Energy

Energi tidal atau energi pasang surut barangkali kurang begitu dikenal dibandingkan dengan energi samudera yang lain seperti energi ombak (wave energy). Jika dibandingkan dengan energi angin dan surya, energi tidal memiliki sejumlah keunggulan antara lain: memiliki aliran energi yang lebih pasti/mudah diprediksi, lebih hemat ruang dan tidak membutuhkan teknologi konversi yang rumit. Kelemahan energi ini diantaranya adalah membutuhkan alat konversi yang handal yang mampu bertahan dengan kondisi lingkungan laut yang keras yang disebabkan antara lain oleh tingginya tingkat korosi dan kuatnya arus laut.

Saat ini baru beberapa negara yang yang sudah melakukan penelitian secara serius dalam bidang energi tidal, diantaranya Inggris dan Norwegia. Di Norwegia, pengembangan energi ini dimotori oleh Statkraft, perusahaan pembangkit listrik terbesar di negara tersebut. Statkraft bahkan memperkirakan energi tidal akan menjadi sumber energi terbarukan yang siap masuk tahap komersial berikutnya di Norwegia setelah energi hidro dan angin. Keterlibatan perusahaan listrik besar seperti Statkraft mengindikasikan bahwa energi tidal memang layak diperhitungkan baik secara teknologi maupun ekonomis sebagai salah satu solusi pemenuhan kebutuhan energi dalam waktu dekat.

Pembangkit listrik tenaga tidal terapung. Turbin-turbin air dan mesin-mesin listrik terletak di bawah air, hanya bagian atas dari pembangkit listrik tersebut yang tampak diatas permukaan laut (Sumber: Statkraft)

Perlu diketahui bahwa potensi energi tidal di Indonesia termasuk yang terbesar di dunia, khususnya di perairan timur Indonesia. Sekarang inilah saatnya bagi Indonesia untuk mulai menggarap energi ini. Jika bangsa kita mampu memanfaatkan dan menguasai teknologi pemanfaatan energi tidal, ada dua keuntungan yang bisa diperoleh yaitu, pertama, keuntungan pemanfaatan energi tidal sebagai solusi pemenuhan kebutuhan energi nasional dan, kedua, kita akan menjadi negara yang mampu menjual teknologi tidal yang memberikan kontribusi terhadap devisa negara. Belajar dari India yang mampu menjadi salah satu pemain teknologi turbin angin dunia (dengan produk turbin angin Suzlon), maka tujuan yang kedua bukanlah hal yang terlalu muluk untuk kita wujudkan.

• Tidal power development at Statkraft
• Peta pola tidal dunia (dari NASA)