B. Survey untuk menentukan penempatan alat ukur pemakaian energi yang dibutuhkan dan justifikasi keekonomiannya.

C. Hitung keseimbangan energi (energy balance) pada tiap proses secara rinci :
1. Input energi sebagai bahan baku
2. Energi yang digunakan pada proses pembuangan limbah
3. Energi yang disumbangkan oleh produk sampingan
4. Penggunaan energi secara keseluruhan sebagai beban untuk menghasilkan produk utama
5. Energi yang terlepas atau terbuang ke lingkungan

Catatan : perlu dibuat kesetaraan energi untuk semua input/output dalam proses, agar mudah dalam mengukur, misal mengkonversi nilai kalor bahan bakar ke kilowatthours.

D. Analisa semua keseimbangan energi dalam proses secara rinci
1. Dapatkah panas terbuang dipulihkan untuk menghasilkan uap atau untuk memanaskan air atau bahan baku lainnya?
2. Apakah suatu langkah pada proses produksi dihilangkan atau dimodifikasi untuk mengurangi pemakaian energi?
3. Apakah bahan baku dapat diganti agar konsumsi energi berkurang?
4. Apakah ada cara untuk meningkatkan hasil produksi?
5. Apakah layak secara finansial untuk :
a. Mengganti peralatan tua dengan peralatan baru yang lebih hemat energi?
b. Mengganti satu plant yang sudah kuno dan tidak efisien dengan plant yang baru?

E. Laksanakan survey akhir pekan dan malam hari secara rutin

F. Rencanakan untuk survey pada peralatan spesifik, antara lain :
1. Sistem uap
2. Sistem udara bertekanan
3. Motor listrik
4. Jalur pipa gas/bahan bakar
5. Sistem pendingin udara

Detail dari masing2 poin di atas akan dibahas kemudian…jika sempat.

JAKARTA. Pada tanggal 20 April 2009 lalu, Direktur Jenderal Migas Evita H Legowo menghadiri acara 4th World Energy Dialogue di Hanover Messe, Jerman. Dalam kesempatan tersebut, pemerintah Jerman menyerahkan penghargaan “Energy Efficiency Award” kepada perusahaan yang berhasil melakukan penghematan energi di Jerman. Pemenang pertama penghargaan tersebut, Ebm-papst Mulfingen GmbH&Co.KG dapat melakukan penghematan energi sebesar 91%, setara dengan 74 ribu Euro, sedangkan pemenang kedua, The Bosch Brewery (Bauerei Bosch GmbH&Co.KG), mampu menghemat sekitar 80% atau setara dengan 55 ribu Euro.

Acara ini dihadiri 627 peserta yang berasal dari 21 negara dan membahas berbagai kebijakan energi yang dilakukan berbagai negara untuk menjamin ketersediaan energi pada masa yang akan datang. Dari berbagai kebijakan energi yang disampaikan berbagai negara diantaranya Jerman, Uni Eropa, Korea, Rusia, dan Amerika, disebutkan bahwa kebijakan energi saat ini tidak hanya didasarkan pada sisi supply and demand, tetapi juga mencakup aspek yang lebih luas, yakni lingkungan, teknologi, maupun infrastruktur.

Pada acara tersebut antara lain dipaparkan mengenai “Sistem Jaminan Penyediaan Energi Terintegrasi” oleh Hans Peter Keitel, President of the Federation of German Industries; “Penyediaan Energi pada Era Globalisasi, Berkurangnya Sumber Daya Alam dan Perubahan Iklim” oleh Karl-Theodor Freiherr zu Guttenberg, Menteri Energi dan Teknologi Jerman; “Jaminan Penyediaan Energi di Eropa” oleh Andris Pielbags dari Komisi Uni Eropa; serta “Rusia sebagai Mitra Energi Eropa” yang disampaikan Menteri Energi Rusia, Ivanovich Shmatko.

Direktur Utama Pertamina Geothermal Energy Abadi Poernomo mengatakan pihaknya sudah mengajukan rencana pengembangan proyek pembangkit tersebut kepada pemerintah. Pengembangan pembangkit 2 x 20 megawatt tersebut akan menelan biaya sekitar US$ 200 juta. “Pengembangan proyek dilakukan pada 2012,” ujarnya akhir pekan lalu.

Menurut Abadi, pihaknya sudah mengusulkan agar proyek Lahendong unit V dan VI dimasukkan program percepatan pembangunan pembangkit 10 ribu megawatt tahap kedua. “Kami sudah mengusulkan pada rapat di kantor Wakil Presiden pada Januari lalu,” katanya. Namun, kata dia, dalam Rencana Umum Penyediaan Tenaga Listrik 2008-2018, proyek pembangkit itu tidak dimasukkan dalam program percepatan tahap kedua. “Keputusannya, kami serahkan kepada pemerintah apakah dimasukkan dalam proyek percepatan atau tidak,” kata Abadi. Abadi menjelaskan, jika proyek Lahendong unit V dan VI menjadi listrik swasta, Pertamina Geothermal akan mengembangkan dari hulu (uap) hingga hilir (pembangkitan). Listrik akan dijual kepada PT PLN (Persero). “Harga jual listrik untuk pembangkit panas bumi sekitar US$ 9 sen per kilowatt per jam (kWh),” ujarnya.

Selama ini, produksi uap dari lapangan panas bumi Lahendong dijual kepada PLN sebagai operator pembangkit. Produksi uap yang dijual kepada perusahaan listrik berasal dari Lahendong unit I dengan kapasitas 20 megawatt pada 2001, unit II kapasitas 20 megawatt pada 2007, dan unit III sebesar 20 megawatt pada 2009. Sedangkan Lahendong unit IV, yang akan segera dikembangkan, kata Abadi, semula diusulkan akan dijadikan proyek listrik swasta pada tahun ini. “Namun, PLN sudah menetapkan pembiayaan untuk pembangkitnya. Kami jual uap saja,” katanya. Saat ini, pada Lahendong unit IV sedang dilakukan pengeboran dengan biaya sekitar US$ 6-7 juta per sumur.

Abadi menjelaskan, selain proyek Lahendong unit V dan VI, pihaknya mengusulkan proyek listrik panas bumi Ulubelu di Talangpandan, Lampung, sebagai proyek listrik swasta. Total kapasitas pembangkit yang akan dikembangkan 2 x 55 megawatt. “Kami targetkan proyek akan beroperasi komersial pada 2011,” katanya. Pada 2009, pihaknya menganggarkan belanja modal sekitar US$ 130 juta.
Proyek panas bumi yang dikembangkan Pertamina Geothermal adalah Sibayak (Sumatera Utara), Sungai Penuh (Jambi), Hululais (Bengkulu), Lumat Balai (Sumatera Selatan), Ulubelu (Lampung), Kamojang (Jawa Barat), serta Kotamobagu dan Lahendong (Sulawesi Utara).

Sumber: Koran Tempo

"Pertamina berharap geothemal yang dihasil oleh Pertamina bisa semua diserap oleh PLN," kata Sekretaris Perusahaan PT Pertamina Toharso di Jakarta, Jumat (15/5/2009).
Ia menambahkan jika PLN belum siap mengembangkan tenaga panas bumi tersebut, Pertamina akan siap melakukan pengembangan pada wilayah kerja panas bumi Pertamina. "Pertamina itu siap saja," ucapnya

Mengenai harga panas listrik panas bumi, Toharso menjelaskan soal harga itu masih bisa dibahas lagi, yang terpenting kesiapan PLN menggalirkan listriknya dan harganya harus saling menguntungkan.
"Nggak bisa, dong. Harganya harus menguntungkan dua pihak business to business dong," sergahnya.

Seperti diketahui pemerintah telah menargetkan dalam proyek listrik 10.000  MW tahap kedua akan memprioritaskan pengembangan geothermal sebagai sumber energi listrik.

Sebuah kabar gembira dimana sebagai penghasil minyak kita hanya bisa melongo melihat angka real pendapatan migas yang diterima negara… bagi hasil… mana hasilnya ???

JAKARTA – Berbagai terobosan dilakukan untuk mendongkrak penerimaan dari sektor migas. Kali ini Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (BP Migas) mengajukan tiga opsi untuk meningkatkan setoran migas. Yakni membenahi aturan cost recovery, memberlakukan windfall profit tax, dan merevisi kontrak bagi hasil.

”Kami akan bicarakan ini dengan perusahaan migas,” ujar Kepala BP Migas R. Priyono di Jakarta kemarin (13/6). Langkah tersebut merupakan tindak lanjut pertemuan Presiden SBY dengan perusahaan migas kontraktor production sharing (KPS) tiga hari lalu (11/6).

Saat itu, Presiden SBY mengemukakan konsep sharing the pain. Maksudnya, Indonesia yang kini terimpit beban subsidi BBM karena melonjaknya harga minyak berharap agar KPS yang menikmati windfall profit bisa berkontribusi lebih besar untuk meringankan beban pemerintah.

Opsi windfall profit tax, kata Priyono, sudah sering disuarakan Komisi VII DPR. Namun, windfall profit tax bukan kewenangan BP Migas, melainkan menteri ESDM dan menteri keuangan. Dengan pola bagi hasil
saat ini, sebenarnya pemerintah sudah mendapat windfall profit yang cukup besar. Bahkan, jauh lebih besar daripada KPS. ”Mungkin, yang bisa dilakukan adalah menambah pajak ekspor migas,” terangnya.

Opsi kedua adalah membenahi aturan cost recovery. Ini adalah biaya yang harus dibayar pemerintah untuk mengganti pengeluaran KPS saat eksplorasi maupun produksi. Jika cost recovery bisa ditekan, penerimaan migas akan optimal. Terkait dengan hal ini, BP Migas sudah membentuk tim gugus tugas atau task force cost recovery. Tugas tim yang mulai aktif pekan ini tersebut adalah mengidentifikasi biaya yang bisa dihemat.

Antara lain, menyempurnakan Exhibit C, yakni lampiran yang ada dalam kontrak kerja sama. Selama ini, Exhibit C yang terlalu longgar dianggap sebagai salah satu penyebab naiknya angka cost recovery yang
tahun lalu mencapai USD 8,2 miliar (sekitar Rp 75,4 triliun). Beberapa penyempurnaan yang bakal diberlakukan adalah mengubah mekanisme cost recovery dari block basis menjadi plan of development (POD) basis.

Selain itu, biaya community development atau corporate social responsibility (CSR) hanya recoverable jika dilakukan pada masa eksplorasi. Artinya, jika sudah berproduksi, biaya community development tidak lagi ditanggung pemerintah, tapi KPS. Opsi ketiga adalah merevisi kontrak split atau bagi hasil. Saat ini, bagi hasil minyak adalah 85:15. Artinya, 85 persen produksi milik pemerintah, 15 persen KPS.

Menurut Priyono, opsi ketiga paling sulit. Sebab, harus mengubah kontrak yang sudah disepakati dua pihak. ”Ini adalah pilihan terakhir,” sebutnya.

KPS di bidang hulu migas selama ini mengaku sudah melakukan apa yang namanya berbagi rasa (sharing the pain) dengan pemerintah. Suwito Anggoro, Presdir Chevron Pacific Indonesia -produsen minyak terbesar dengan produksi 411 ribu barel per hari- mengatakan, dalam klausul kontrak bagi hasil sudah jelas antara hak dan kewajiban KPS. ”Pola yang dianut adalah sharing success and risk,” ujarnya.

Menurut dia, sejumlah KPS yang beroperasi di Indonesia sudah menerapkan hal itu. Sharing the pain tersebut seharusnya dilakukan waktu lapangan migas yang dikelola masuk dalam tahap produksi.
”Sharing itu kalau sukses kita nikmati bersama, begitu juga risikonya,” imbuhnya. Namun, Suwito enggan berkomentar ketika dimintai pandangan tentang opsi revisi kontrak. ”Kalau itu, no comment. Sebagai kontraktor, kita harus hormati kontrak yang sudah berjalan,” ujarnya. (owi/oki)

Pemerintah menetapkan besaran biaya pokok penyediaan (BPP) tenaga listrik tahun 2008 yang disediakan oleh Perusahaan Listrik Negara (PLN). Aturan BPP listrik tahun 2008 ini diatur dalam Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor:269-12/26/600.3/2008.

Besaran BPP listrik ini, jelas Dirjen Listrik dan Pemanfaatan Energi (LPE) J Purwono, akan menjadi acuan dalam menetapkan harga patokan penjualan listrik dari Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi (PLTP) dan pembangkit listrik berbahan bakar energi terbarukan lainnya. ”Aturan ini untuk semua energi terbarukan, baik pembangkit skala kecil, besar, dan menengah,” papar Purwono di Jakarta, Selasa (10/6).

Patokan BPP yang ditetapkan pemerintah ini, menurutnya, disusun berdasarkan masukan dari PLN. ”Jadi sudah mewakili kepentingan PLN, dan setelah kita evaluasi ternyata angka yang diusulkan PLN benar adanya,” ungkap dia.
BPP tenaga listrik tahun 2008 ini ditetapkan per sistem dan sub-sistem distribusi kelistrikan. BPP berdasarkan sistem distribusi kelistrikan ditetapkan untuk tegangan tinggi (BPP-TT). Sedang untuk BPP tegangan menengah (BPP-TM) dan tegangan rendah (BPP-TR) ditetapkan per sub-sistem distribusi kelistrikan.

Dalam Peraturan Menteri ESDM, BPP tegangan tinggi ditetapkan untuk 8 sistem distribusi kelistrikan.

1. Sistem Sumatra Bagian Utara sebesar Rp 1.891 per kilowatt-hour (kWh)
2. Sistem Sumatra Bagian Selatan-Sumatra Barat-Riau (Rp 565/kWh),
3. Sistem Kalimantan Barat (Rp 2.312/kWh)
4. Sistem Kalimantan Selatan-Kalimantan Tengah (Rp 1.148/kWh)
5. Sistem Kalimantan Timur (Rp 1.732/kWh)
6. Sistem Sulawesi Utara-Sulawesi Tengah-Gorontalo (Rp 974/kWh)
7. Sistem Sulawesi Selatan-Sulawesi Barat-Sulawesi Tenggara (Rp 1.103/kWh)
8. Sistem Jawa-Madura-Bali (Rp 783/kWh)

Sementara BPP tegangan menengah, ditetapkan untuk 21 sub-sistem distribusi.

1. NAD Rp 2.158 per kWh,
2. Sumatra Utara (Rp 1.984/kWh),
3. Sumatra Barat (Rp 790 kWh),
4. Riau (Rp 1.164/kWh),
5. Sumatra Selatan-Jambi-Bengkulu (Rp 696/kWh),
6. Lampung (Rp 667/kWh).
7. Bangka Belitung (Rp 2.476/kWh),
8. Kalimantan Barat (Rp 2.546/kWh),
9. Kalimantan Selatan-Kalimantan Tengah (Rp 1.611/kWh),
10. Kalimantan Timur (Rp 1.965/kWh),
11. Sulawesi Selatan-Sulawesi Barat-Sulawesi Tenggara (Rp 1.249/kWh),
12. Maluku-Maluku Utara (Rp 2.320/kWh),
13. Papua (Rp 2.526/kWh),
14. Nusa Tenggara Barat (Rp 2.289/kWh),
15. Nusa Tenggara Timur (Rp 2.433/kWh),
16. Bali (Rp 859/kWh),
17. Jawa Timur (Rp 855/kWh),
18. Jawa Tengah-DIY (Rp 849/kWh),
19. Jawa Barat-Banten (Rp 853/kWh),
20. DKI Jakarta-Tangerang (Rp 850/kWh).

Sedangkan BPP tegangan rendah ditetapkan untuk 21 sub-sistem distribusi.

1. NAD (Rp 2.603/kWh),
2. Sumatra Utara (Rp 2.306/kWh),
3. Sumatra Barat (Rp 1.044/kWh),
4. Riau (Rp 1.433/kWh),
5. Sumatra Selatan-Jambi-Bengkulu (Rp 869/kWh),
6. Lampung (Rp 860/kWh).
7. Bangka Belitung (Rp 2.919/kWh),
8. Kalimantan Selatan-Kalimantan Tengah (Rp 1.998/kWh),
9. Kalimantan Timur (Rp 2.260/kWh),
10. Sulawesi Utara-Sulawesi Tengah-Gorontalo (Rp 2.063/kWh),
11. Sulawesi Selatan-Sulawesi Barat-Sulawesi Tenggara (Rp 1.505/kWh),
12. Maluku dan Maluku Utara (Rp 2.919/kWh),
13. Papua (Rp 3.192/kWh),
14. Nusa Tenggara Barat (Rp 2.743/kWh),
15. Nusa Tenggara Timur (Rp 3.072/kWh),
16. Bali (Rp 1.012/kWh),
17. Jawa Timur (Rp 1.030/kWh),
18. Jawa Tengah-DIY (Rp 1.011/kWh),
19. Jawa Barat-Banten (Rp 1.024/kWh),
20. DKI Jakarta-Tangerang (Rp 1.005/kWh).

Pemerintah menetapkan besaran biaya pokok penyediaan (BPP) tenaga listrik tahun 2008 yang disediakan oleh Perusahaan Listrik Negara (PLN). Aturan BPP listrik tahun 2008 ini diatur dalam Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor:269-12/26/600.3/2008.

Besaran BPP listrik ini, jelas Dirjen Listrik dan Pemanfaatan Energi (LPE) J Purwono, akan menjadi acuan dalam menetapkan harga patokan penjualan listrik dari Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi (PLTP) dan pembangkit listrik berbahan bakar energi terbarukan lainnya. ”Aturan ini untuk semua energi terbarukan, baik pembangkit skala kecil, besar, dan menengah,” papar Purwono di Jakarta, Selasa (10/6).

1. Sistem Sumatra Bagian Utara sebesar Rp 1.891 per kilowatt-hour (kWh)
2. Sistem Sumatra Bagian Selatan-Sumatra Barat-Riau (Rp 565/kWh),
3. Sistem Kalimantan Barat (Rp 2.312/kWh)
4. Sistem Kalimantan Selatan-Kalimantan Tengah (Rp 1.148/kWh)
5. Sistem Kalimantan Timur (Rp 1.732/kWh)
6. Sistem Sulawesi Utara-Sulawesi Tengah-Gorontalo (Rp 974/kWh)
7. Sistem Sulawesi Selatan-Sulawesi Barat-Sulawesi Tenggara (Rp 1.103/kWh)
8. Sistem Jawa-Madura-Bali (Rp 783/kWh)

Sementara BPP tegangan menengah, ditetapkan untuk 21 sub-sistem distribusi.

1. NAD Rp 2.158 per kWh,
2. Sumatra Utara (Rp 1.984/kWh),
3. Sumatra Barat (Rp 790 kWh),
4. Riau (Rp 1.164/kWh),
5. Sumatra Selatan-Jambi-Bengkulu (Rp 696/kWh),
6. Lampung (Rp 667/kWh).
7. Bangka Belitung (Rp 2.476/kWh),
8. Kalimantan Barat (Rp 2.546/kWh),
9. Kalimantan Selatan-Kalimantan Tengah (Rp 1.611/kWh),
10. Kalimantan Timur (Rp 1.965/kWh),
11. Sulawesi Selatan-Sulawesi Barat-Sulawesi Tenggara (Rp 1.249/kWh),
12. Maluku-Maluku Utara (Rp 2.320/kWh),
13. Papua (Rp 2.526/kWh),
14. Nusa Tenggara Barat (Rp 2.289/kWh),
15. Nusa Tenggara Timur (Rp 2.433/kWh),
16. Bali (Rp 859/kWh),
17. Jawa Timur (Rp 855/kWh),
18. Jawa Tengah-DIY (Rp 849/kWh),
19. Jawa Barat-Banten (Rp 853/kWh),
20. DKI Jakarta-Tangerang (Rp 850/kWh).

Sedangkan BPP tegangan rendah ditetapkan untuk 21 sub-sistem distribusi.

1. NAD (Rp 2.603/kWh),
2. Sumatra Utara (Rp 2.306/kWh),
3. Sumatra Barat (Rp 1.044/kWh),
4. Riau (Rp 1.433/kWh),
5. Sumatra Selatan-Jambi-Bengkulu (Rp 869/kWh),
6. Lampung (Rp 860/kWh).
7. Bangka Belitung (Rp 2.919/kWh),
8. Kalimantan Selatan-Kalimantan Tengah (Rp 1.998/kWh),
9. Kalimantan Timur (Rp 2.260/kWh),
10. Sulawesi Utara-Sulawesi Tengah-Gorontalo (Rp 2.063/kWh),
11. Sulawesi Selatan-Sulawesi Barat-Sulawesi Tenggara (Rp 1.505/kWh),
12. Maluku dan Maluku Utara (Rp 2.919/kWh),
13. Papua (Rp 3.192/kWh),
14. Nusa Tenggara Barat (Rp 2.743/kWh),
15. Nusa Tenggara Timur (Rp 3.072/kWh),
16. Bali (Rp 1.012/kWh),
17. Jawa Timur (Rp 1.030/kWh),
18. Jawa Tengah-DIY (Rp 1.011/kWh),
19. Jawa Barat-Banten (Rp 1.024/kWh),
20. DKI Jakarta-Tangerang (Rp 1.005/kWh).

Dewan Perdagangan Islam Negeri Kelantan (DPIMNK), Malaysia, merencanakan memproduksi “biofuel” (bahan bakar nabati) dengan membangun perkebunan pohon “sweet sorghum”.

Ketua DPIMNK Illias Hussin mengatakan produksi ethanol dari pohon sweet sorghum untuk dijadikan biofuel dapat membantu mengurangi penggunaan bensin dari minyak bumi sekaligus mengurangi anggaran pembelian minyak bumi, demikian Utusan Malaysia, Selasa.

Sebagai langkah awal, organisasi itu akan menanam 700.000 pohon sweet sorghum seluas lima hektar di Kandis, Bachok guna merangsang berbagai pihak ikut menanam jenis tanaman ini.

“Ethanol dari pohon sweet sorghum telah terbukti sebagai komponen terpenting dalam penghasilan biofuel dan berpotensi untuk pasaran dunia,” kata Illias.

Hasil kajian menemukan 10 persen biofuel yang dicampurkan dengan bensin bisa meningkat jarak tempuh mobil hingga 30 persen dan harganya sangat murah. “Pohon ini mudah ditanam karena tidak memerlukan biaya yang tinggi serta tidak perlu disiram setiap hari,” katanya.

DPIMNK juga telah membeli mesin seharga 200.000 ringgit untuk menghasilkan ethanol dan biofuel.

“Kebanyakan negara seperti Amerika, India dan China telah mengusahakan penanaman pokok ini untuk menghasilkan ethanol,” kata Illias.(*)

Negara lain sedang mencari sumber energi, negara kita malah mengobral energi dengan tidak melibatkan perusahaan lokal. Kalau sumber energi kita sudah diangkut semua keluar negeri tinggal kita kelabakan mencari sumber energi.

Kamis, 15 May 2008

TEMPO Interaktif, Jakarta uluhan perusahaan India dan Cina berburu batu bara di lahan pertambangan Indonesia. Diantaranya National Thermal Power Corp (NTPC), perusahaan listrik India; Power Trading Company (PTC); Larsen & Turbo; Reliance; Agrawal Coal, dan Watien. Ketua Asosiasi Pertambangan Batu Bara Indonesia, Jeffrey Mulyono mengatakan India dan Cina berlomba mencari sumber daya alam batu bara karena besarnya cadangan di Indonesia. “Ada sekitar 15 perusahaan yang menyatakan minatnya,” ujarnya kepada Tempo.

Besarnya kebutuhan batu bara India dan Cina menyebabkan mereka berburu ke Indonesia. Apalagi kedua negara itu pun memiliki Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) berbahan bakar batu bara berkalori rendah, sama dengan mega proyek PLTU 10 ribu MW di Indonesia.

Jeffrey mengatakan, meski India dan Cina menyerbu batu bara Indonesia, pasokan domestik masih aman. Namun dia tidak memungkiri tetap diperlukannya sistem ketahanan energi batu bara. “Itu bisa diatur melalui domestic market obligation (DMO) atau lewat rencana kerja dan anggaran belanja,” katanya.

Data Asosiasi Perusahaan Pertambangan Batu Bara Indonesia (APBI) menyatakan, Produksi batu bara Indonesia 2006 sekitar 193,54 juta ton. Dari jumlah itu, sekitar 145 juta ton diekspor ke Asia, Eropa dan negara lain. Kebutuhan konsumen dalam negeri seperti PLN, industri semen dan lainnya sekitar 45,5 juta ton. Tahun depan, diperkirakan produksi batu bara nasional mencapai 225 juta ton. Sekitar 75 juta ton untuk domestik dan 150 juta untuk ekspor.

Indonesia merupakan eksportir batu bara terbesar di dunia. India dan Cina memang produsen batu bara terbesar di dunia. Namun besarnya kebutuhan dalam negeri mereka menyebabkan mereka harus mengimpor batu bara dari negara lain. Bahkan mencari lahan konsesi di negara lain.

Staf Ahli Menteri Departemen Energi dan Sumber Daya Mineral Sukhyar mengatakan Kuasa Pertambangan (KP) di Indonesia tidak boleh dijual ke perusahaan asing. Perusahaan-perusahaan India dan Cina tersebut hanya boleh membeli produksi batu bara dari KP atau perusahaan lokal. Sehingga pembelian batu bara secara business to business. “Kalau ingin punya konsesi lahan maka harus berbentuk PKP2B (Perjanjian Karya Pengusahaan Pertambangan Batu Bara). Atau KP ditransfer menjadi PKP2B,” ujarnya.

Proses itupun, kata dia, harus melalui persetujuan Dewan Perwakilan Rakyat. Masalahnya, hingga kini pemerintah tak memiliki catatan laporan mengenai jumlah KP di daerah.

NIEKE INDRIETTA