Diterima: 27 Februari 2019; Direvisi: 13 Maret 2019; Disetujui: 9 April 2019 JTERA, Vol. 4, No. 1, Juni 2019 © 2019 JTERA (Jurnal Teknologi Rekayasa), Politeknik Sukabumi

## Kajian Tekno Ekonomi Upgrading Biogas Berbasis POME Dengan Teknologi Water Scrubber
Agus Sugiyono 1 , Asmi Rima Juwita 2 , Zulaicha Dwi Hastuti 2 , Ira Fitriana 1
1 Pusat Pengkajian Industri Proses dan Energi, Badan Pengkajian dan Penerapan Teknologi (BPPT) Gedung 720, Kawasan Puspiptek Serpong, Tangerang Selatan, Indonesia
2 Pusat Teknologi Sumberdaya Energi dan Industri Kimia, Badan Pengkajian dan Penerapan Teknologi (BPPT) Gedung 625, Kawasan Puspiptek Serpong, Tangerang Selatan, Indonesia agus.sugiyono@bppt.go.id

## Abstrak
Biometana  dari  POME  ( palm  oil  mill  effluent )  merupakan  energi  terbarukan  yang  dapat  dimanfaatkan  sebagai substitusi  gas  alam  dan  LPG.  Produksi  biometana  dapat  mencapai  10%  dari  konsumsi  gas  bumi  saat  ini  atau  setara dengan  20%  dari  konsumsi  LPG  bila  keseluruhan  kapasitas  produksi  pabrik  kelapa  sawit  dioptimalkan.  Salah  satu teknologi  untuk  produksi  biometana  yang  sudah  komersial  untuk  skala  industri  adalah water  scrubber .  Penerapan teknologi  ini,  khususnya  di  pabrik  kelapa  sawit  Sei  Pagar,  Riau  dengan  kapasitas  250  Nm 3 /jam,  belum  ekonomis. Makalah  ini  bertujuan  untuk  melakukan  kajian  tekno  ekonomi upgrading biogas  berbasis  POME  dengan  teknologi water scrubber . Berdasarkan hasil kajian yang dilakukan, biaya investasi upgrading biogas plant mencapai 53,2 miliar rupiah, sedangkan biaya operasi dan perawatannya mencapai 8,3 miliar rupiah. Harga biometana masih lebih mahal dari pada harga gas bumi sebesar 5,62 USD/MMBTU. Pada harga gas di atas 18,5 USD/MMBTU, upgrading biogas plant layak untuk dikembangkan. Kendala yang dihadapi dalam mencapai kelayakan adalah biaya investasi yang mahal serta harga gas  bumi  yang lebih murah. Berbagai kebijakan seperti transisi energi dan feed in tariff untuk energi terbarukan serta  penerapan  biaya  eksternalitas  dan depletion  premium untuk  energi  fosil  diharapkan  dapat  mendorong  kelayakan penggunaan biometana berbasis POME di masa mendatang.
Kata kunci: upgrading biogas, POME, analisis ekonomi

## Abstract
Biomethane  from  POME  is  a  renewable  energy  that  can  be  used  as  a  substitute  for  natural  gas  and  LPG. Biomethane production can meet 10% of current natural gas consumption and equivalent to 20% of LPG consumption if the entire production capacity of palm oil mills is optimized. One of the technologies for the production of biomethane that is already commercial in industrial scale is water scrubber. The application of this technology for POME from the Sei  Pagar palm oil mill, Riau  with a capacity of 250 Nm 3 /hour, is not yet economical. The investment  costs  of biogas upgrading  plant  reach  53.2  billion  rupiah  while  the  operating  and  maintenance  costs  reach  8.3  billion  rupiah.  The price of biomethane is still more expensive than the price of  natural gas at 5.62 USD/MMBTU. The biogas upgrading plant  is  feasible  to  be  developed  at  gas  prices  of  above  18.5  USD/MMBTU.  The  main  constraints  in  achieving  the feasibility  of  biomethane  are  the  high  investment  costs  and  the  low  prices  of  natural  gas.  Various  policies  such  as: energy transition and feed-in tariffs for renewable energy, the application of externality cost and depletion premium for fossil energy, are expected to encourage the economic use of POME-based biomethane in the future.
Keywords: biogas upgrading, POME, economic analysis

## I. P ENDAHULUAN
Produksi  kelapa  sawit  di  Indonesia  pada  tahun 2017  mencapai  37,8  juta  ton  dengan  pabrik  kelapa sawit  (PKS)  yang  besar  tersebar  di  wilayah Sumatera,  Kalimantan,  dan  Sulawesi  [1],  [2].  Hasil
samping  dari  PKS  tersebut  di  antaranya  adalah limbah  cair  yang  dikenal  dengan  POME  ( palm  oil mill  effluent ).  POME  dapat  menghasilkan  biogas yang dapat diproses lebih lanjut menjadi biometana. Biometana  ini  merupakan  energi  terbarukan  yang dapat  dimanfaatkan  untuk  pembangkit  listrik
maupun sebagai substitusi gas alam dan LPG. Studi Winrock [3] menunjukkan bahwa kapasitas produksi  tandan  buah  segar  (TBS)  dari  PKS  di Indonesia  mencapai  34.280  ton  per  jam  dengan POME  yang  bisa  dihasilkan  sebesar  23.996  m 3 per jam.  Kapasitas  produksi  tersebut  akan  dapat menghasilkan  biometana  sebesar  54,5  juta  SCF ( standard  cubic  feet )  atau  setara  11,5  juta  SBM (setara barel minyak) dalam satu tahun bila seluruh kapasitas produksi dimanfaatkan. Produksi biometana ini setara dengan 10% dari konsumsi gas bumi  saat  ini  sebesar  564,3  juta  SCF  atau  setara dengan 20% dari konsumsi LPG (57 juta SBM) [4].
Produksi  gas  bumi  Indonesia  saat  ini  mulai menurun  dan  diperkirakan  akan  menjadi  net importir  gas  pada  tahun  2028.  Produksi  gas  bumi diprakirakan  tidak  mampu  memenuhi  kebutuhan gas  nasional  di  masa  mendatang  sehingga  perlu impor  gas  dalam  bentuk  LNG  [5].  Di  sisi  lain, penggunaan  LPG  untuk  rumah  tangga  dan komersial menghadapi banyak kendala, karena lebih dari  65%  pasokan  LPG  saat  ini  berasal  dari  impor. Impor  LPG  yang  semakin  meningkat  akan memberatkan  perekonomian  nasional  karena  akan meningkatkan defisit neraca perdagangan.
Penggunaan LPG harus mulai pelan-pelan dikurangi sampai  sekecil  mungkin  karena  LPG  adalah  opsi transisi  menuju  penggunaan  gas  bumi  [6].  Biogas dari  POME  merupakan  salah  satu  energi  alternatif yang dapat dimanfaatkan untuk memenuhi sebagian kebutuhan  gas  dalam  negeri.  Pemanfatan  biogas dari  POME  merupakan  bentuk  peningkatan  nilai tambah  ekonomi  dari  limbah  cair  menjadi  energi terbarukan  dan  sekaligus  menurunkan  emisi  gas rumah kaca (GRK) [7],[8].
Biogas  dari  POME  mempunyai  kandungan terbesar  metana  (CH 4 )  sekitar  50-75%,  kemudian karbon  dioksida  (CO 2 )  sekitar  24-45%,  dan  sisanya berupa H 2 O, H 2 S, serta gas-gas lainnya [3]. Supaya dapat  dimanfaatkan  untuk  beberapa  keperluan seperti  untuk  memproduksi  panas,  listrik,  dan penggunaan sebagai bahan bakar kendaraan, metana dalam biogas atau biometana harus dibersihkan dari impuritas  pada  batas  yang  disyaratkan  atau  sesuai dengan spesifikasi gas bumi. Impuritas utama dalam biogas  yang  harus  dihilangkan  seperti  H 2 S  dan  uap air.  Uap  air  menyebabkan  korosi,  akumulasi  air dalam pipa dan pembekuan pada tekanan tinggi.  Di sisi  lain,  H 2 S  menyebabkan  korosi,  beracun,  dan pada  pembakaran  menghasilkan  senyawa  SO 2 dan SO 3 yang  lebih  beracun  dari  pada  H 2 S  [9],  [10]. Salah satu teknologi yang dapat dimanfaatkan untuk pemurnian  biogas  menjadi  biometana  adalah water scrubber .
Dalam  penelitian  ini,  akan  dianalisis  kelayakan ekonomi upgrading biogas menjadi biometana yang
setara  dengan  gas  alam  berbasis  POME  di perkebunan  kelapa  sawit  (PKS)  Sei  Pagar  dengan teknologi water  scrubber .  PKS  Sei  Pagar  berlokasi di  Kabupaten  Kampar,  Provinsi  Riau  dengan kapasitas  pabrik  30  ton/jam  yang  menempati  areal seluas  6,5  Ha,  sedangkan  total  luas  areal perkebunan sebesar 2947,20 Ha [11].

## II. M ETODE P ENELITIAN

## A. Teknologi Upgrading Biogas dari POME
Secara  keseluruhan  sistem upgrading biogas plant untuk  proses  produksi  biometana  ditunjukkan pada  Gambar  1.  Proses  produksi  terbagi  menjadi tiga komponen, yaitu: sistem biodigester, pengolahan biogas, serta upgrading dan pemanfaatan.  Keseluruhan  proses  dikendalikan dengan  sistem  instrumentasi  dan  kontrol  untuk memantau  berbagai  parameter  teknis  seperti  suhu, tekanan,  serta  aliran  cairan  dan  gas.  Bila  terjadi kondisi yang tidak aman, sistem akan menghentikan proses, baik secara manual ataupun otomatis.

## B. Sistem Biodigester
POME  yang  keluar  dari  proses  pengolahan kelapa  sawit  perlu  dikondisikan  sesuai  dengan karakteristik biodigester yang digunakan. Pengolahan  awal  dimaksudkan  untuk  penyaringan kotoran dan serat dari POME serta mengkondisikan suhu  35-40 o C  [12]  dan  pH  yang  optimal  pada rentang  6,5-7,5.  POME  di  dalam  digester  akan didegradasi oleh mikroba menjadi gas metana (CH 4 ) dan  gas  CO 2 dalam  kondisi  tanpa  oksigen ( anaerobic ).  Biodigester  yang  digunakan  adalah jenis continuous  stirred  tank  reactor (CSTR)  yang secara   teknis   lebih  bagus  dari  pada  jenis cover lagoon dalam  menguraikan  POME  menjadi  biogas [7], [13]. Limbah dari biodigester ditampung dalam kolam  sedimentasi  yang  bisa  diproses  lebih  lanjut menjadi pupuk.

## C. Pengolahan Biogas
Biogas  yang  diproduksi  dalam  biodigester dialirkan dan diproses lebih lanjut dalam pengolahan  biogas.  Spesifikasi  biogas  dari  POME dan gas bumi ditunjukkan pada Tabel 1. Kandungan terbesar biogas adalah CH 4 disamping ada beberapa impuritas  yang  harus  dikurangi  konsentrasinya sesuai  dengan  standar  dalam  pemanfaatannya. Impuritas  harus  dibersihkan  karena  pemanfaatan  di atas  batas  standar  dapat  menyebabkan  kerusakan mesin  (korosi).  Pengolahan  biogas  pada  prinsipnya dilakukan  untuk  mengurangi  kandungan  H 2 S  dan H 2 O  dalam  biogas. Scrubber H 2 S  yang  berjenis bioscrubber digunakan untuk menurunkan konsentrasi H 2 S biogas hingga menjadi  < 200 ppm.
Gambar 1. Diagram upgrading biogas plant [3]
Bioscrubber menggunakan  bakteri  pengoksidasi sulfur untuk mengubah H 2 S menjadi SO 4 dan sudah banyak  diterapkan  karena  biaya  operasionalnya murah.  Selanjutnya,  kandungan  H 2 O  dari  biogas dibersihkan  dengan  cara  pendinginan  pada  suhu sekitar  15 o C  dengan  menggunakan dehumidifier . Bila ada kelebihan biogas yang tidak dimanfaatkan, maka  harus  dibakar  ( flare )  sebagai  persyaratan keamanan  pengoperasian  sistem  dan  tidak  boleh dibuang  langsung  ke  atmosfer  karena  mudah terbakar  dan  menimbulkan  emisi  gas  rumah  kaca. Pembersihan  biogas  dalam  tahap  ini  untuk mengurangi  sebagian  kandungan  impuritas  dan masih  perlu  tahap upgrading supaya  spesifikasi biometana yang dihasilkan setara dengan gas bumi.
D. Upgrading dan Pemanfaatan Biogas
Upgrading merupakan proses untuk
memisahkan gas CO 2 dari biogas dan memurnikannya  guna meningkatkan  nilai kalor dan mencapai  spesifikasi  standar  yang  diharapkan. Secara  umum,  teknologi upgrading yang  sudah komersial  adalah:  membran, pressure  swing adsorption (PSA), water scrubber , organic physical scrubber ,  dan amine  scrubber [18],  [19]. Water srcubber dipilih  untuk  mengurangi  kandungan  CO 2 dalam  biogas  karena  merupakan  teknologi  yang
sudah  umum  digunakan  dengan  hasil upgrading rata-rata  kandungan  biometana  (CH 4 )  mencapai 96,78%  [10],  [16],  [20].  Teknologi  ini  tidak memerlukan bahan kimia dalam prosesnya meskipun membutuhkan air yang banyak [21].
Proses upgrading dengan  teknologi water scrubber ditunjukkan  pada  Gambar  2.  Proses pembersihan  CO 2 dalam  biogas  bergantung  pada prinsip bahwa CO 2 lebih mudah larut dalam air dari pada  CH 4 .  Biogas  dengan  tekanan  tinggi  masuk  ke tangki absorption dan  bertemu  dengan  aliran  air yang  disemprotkan  dari  atas  tangki.  CO 2 akan  larut ke dalam air dan akan dialirkan ke tangki flash . Gas yang  keluar  dari  atas  tangki absorption sudah memiliki  konsentrasi  biometana  (CH 4 )  yang  tinggi (>96%),  tetapi  masih  perlu  dikeringkan  untuk mengurangi  kadar  air.  Dalam  tangki flash ,  CO 2 yang  terlarut  dalam  air  masih  membawa  sisa  CH 4 dan  impuritas  lainnya.  Sisa  CH 4 dialirkan  kembali ke  saluran  masuk  biogas,  sedangkan  CO 2 dan impuritas  lainnya  dialirkan  ke  dalam  tangki desorption untuk  selanjutnya  dibuang.  Udara dengan  tekanan  rendah  dialirkan  ke  tangki desorption ,  sedangkan  air  sebagian  besar  didaur ulang  dan  bila  masih  kurang  ditambahkan  air  baru ( make up water ) [10], [20].
Pengolahan Awal Biodigester Kolam Sedimentasi Scrubber H 2 S Flare Dehumidifier Biogas Upgrading Biometana Sistem Instrumentasi dan Kontrol Sistem Biodigester Pengolahan Biogas Upgrading & Pemanfaatan CSTR POME
Tabel 1. Komposisi biogas dari POME dan gas bumi
Parameter Unit Biogas POME Gas Bumi Dampak dalam Pemanfaatan [3] [14] [15] [16] Nilai kalor MJ/Nm 3 20 [17]  17,17 35,8-43,8 CH 4 % (vol) 50 - 75 60 > 77 Hidrokarbon lain  % (vol) - - < 14,5 CO 2 % (vol) 25 - 45  34,72 < 5 Penurunan nilai kalor, korosi H 2 O % (vol) 2 - 7 2,4 < 0,0063 Korosi O 2 % (vol) < 2 - < 0,1 Korosi N 2 % (vol) < 2 1.1 < 3 Penurunan nilai kalor H 2 S % (vol) < 2 0,16 < 0,001 Korosi, racun pada konverter katalitik NH 3 % (vol) < 1 - - Emisi polutan, korosi H 2 % (vol) < 1 1 - CO % (vol) - 0.62 -
Biogas  yang  sudah  diolah  dan  dimurnikan  akan menjadi  biometana  yang  setara  dengan  gas  alam. Biometana  ini  bisa  dikompresi  menjadi  Bio  CNG yang bisa digunakan untuk kendaraan bermotor atau dialirkan  ke  jaringan  pipa  gas.  Untuk  analisis kelayakan  tekno  ekonomi  hanya  diperhitungkan dari  POME  sampai  menjadi  biometana,  tidak mempertimbangkan  dikompresi  menjadi  Bio  CNG ataupun dialirkan ke jaringan pipa gas.

## III. H ASIL DAN P EMBAHASAN

## A. Kajian Tekno Ekonomi
Aspek  tekno-ekonomi  yang  menjadi  dasar  untuk analisis kelayakan adalah NPV ( Net Present Value ), IRR  ( Internal  Rate  of  Return ),  dan  PBP  ( Payback Period ).  Rumus-rumus  perhitungan  kelayakan tekno ekonomi secara rinci dibahas dalam Park [22] dan  USAID  [23].  Biaya  yang  diperhitungan  adalah biaya investasi, operasi, dan perawatan keseluruhan sistem  (lihat  Gambar  1),  sedangkan  pendapatan dihitung  berdasarkan  biometana  yang  dihasilkan menggunakan harga gas bumi saat ini.

## B. Harga Gas Bumi
Harga  gas  bumi  di  Indonesia  ditetapkan pemerintah  dengan  mempertimbangkan  kelayakan tekno  ekonomi  lapangan  gas  bumi,  harga  gas  bumi dalam  negeri  dan  internasional  saat  ini,  serta  nilai tambah  dari  pemanfaatan  gas  bumi  dalam  negeri. Disparitas  harga  gas  bumi  masih  besar  yang
tergantung  dari  sektor  pengguna  serta  wilayahnya, seperti  ditunjukkan  pada  Tabel  2.  Pada  tahun  2016 harga  gas  bumi  rata-rata  untuk  sektor  industri sebesar  5,62  USD/MMBTU,  untuk  pembangkit listrik  5,31  USD/MMBTU,  dan  untuk  pupuk  5,72 USD/MMBTU  [24].  Untuk  harga  gas  internasional (CIF)  pada  tahun  2017  berkisar  antara  5,62 USD/MMBTU  untuk  Uni  Eropa  dan  8,10 USD/MMBTU untuk LNG Jepang [25].

## C. Produksi Biogas
PKS  Sei  Pagar  mengolah  TBS  rata-rata  sebesar 30  ton  per  jam.  PKS  beroperasi  rata-rata  17  jam sehari dan selama 330 hari dalam satu tahun. POME yang  dihasilkan  dari  PKS  tersebut  secara  kontinu dapat  memasok upgrading biogas plant dan dihargai sebesar 100 rupiah/m 3 . Kandungan organik dalam  limbah  POME  atau  nilai  COD  ( chemical oxygen  demand )  adalah  sebesar  50.000  mg/liter. Dengan  menggunakan  data  dari  Winrock  [3]  dapat diestimasi produksi biogas (Tabel 3).
Produksi  biogas  diperkirakan  sebesar  242 Nm 3 /jam  dengan  potensi  kandungan  biometana sebesar  157  Nm 3 /jam.  Potensi  produksi  biogas  > 200  Nm 3 /jam  tersebut  sudah  masuk  kategori  skala komersial  untuk  pemakaian  teknologi upgrading biogas.  Penyedia  teknologi upgrading biogas  skala komersial  diantaranya  adalah  perusahaan  DMT, Econet,  Greenlane  Biogas,  Malmberg  Water,  dan RosRoca.
Tabel 2. Harga gas bumi domestik tahun 2016 (USD/MMBTU) [24]
Keterangan Lifting  Pupuk  Listrik  lndustri  lndustri  Ekspor  Ekspor  Domestik (PGN) (Pipa) (LNG) (LNG) Minimum 1,62 3,66 2,50 0,22 2,57 4,21 4,10 4,78 Nilai Tengah 4,74 5,72 5,31 5,22 5,38 4,94 7,65 5,50 Maksimum 8,24 7,74 8,46 8,62 8,24 6,62 9,99 5,96
Gambar 2. Diagram alir proses upgrading biogas dengan water scrubber [10], [18], [20]
Tabel 3. Parameter bahan baku Keterangan Satuan Nilai Kapasitas PKS ton TBS/jam 30 Pengolahan TBS rata-rata ton/hari 369 Rasio produksi POME terhadap TBS m 3 POME/ton TBS 0,65 Produksi POME rata-rata per hari m 3 /hari 240 COD ( Chemical Oxygen Demand ) mg/liter 50.000 Faktor emisi metana (CH 4 ) kg CH 4 /kg COD 0,25 Masa jenis metana kg CH 4 /m 3 CH 4 0,716 Efisiensi digester - 0.9 Fraksi metana dalam biogas - 0,65 Produksi metana Nm 3 CH 4 /hari 3.769 Nm 3 CH 4 /jam 157 Produksi biogas Nm 3 biogas/hari 5.798 Nm 3 biogas/jam 242 Nilai kalor metana MJ/Nm 3 36
Upgrading biogas plant beroperasi 24 jam sehari dan 355 hari dalam satu tahun. Umur ekonomi plant diprakirakan  selama  20  tahun  dihitung  sejak  mulai beroperasi.  Nilai  kalor  biometana  sebesar  36 MJ/Nm 3 dengan  harga  jual  gas  diasumsi  sebesar 5,62 USD/MMBTU.

## D. Biaya Investasi
Pembangunan  upgrading  biogas  plant  dengan kapasitas  250  Nm 3 /jam  diperkirakan  membutuhkan waktu  2  tahun.  Biaya  investasi  secara  keseluruhan ditunjukkan  pada  Tabel  4.  Pendanaan  investasi diasumsikan  sebesar  70%  dari  pinjaman  (kredit) bank  dan  sisanya  dengan  modal  sendiri  ( equity ).
Tingkat  bunga  kredit  diasumsi  sebesar  10%  per tahun  dengan  lama  pinjaman  dari  bank  10  tahun. Total  biaya  investasi  mencapai  53,2  miliar  rupiah dengan  komponen  biaya upgrading mencapai  66% dari  total  biaya  investasi.  Nilai  tukar  rupiah terhadap dolar sebesar 14.000 rupiah/dolar.

## E. Biaya Operasional dan Perawatan
Biaya  operasional  dan  perawatan  merupakan biaya  yang  dikeluarkan upgrading biogas plant untuk  beroperasi  selama  setahun  yang  dirinci menjadi biaya tetap dan biaya variabel. Total biaya operasional dan perawatan setiap tahunnya mencapai  8,3  miliar  rupiah  dengan  biaya  untuk upgrading biogas  mencapai  85%  dari  biaya  total. Rangkuman  biaya  operasional  dan  perawatan ditunjukkan pada Tabel 5.

## F. Analisis Kelayakan
Potensi  biometana  yang  dapat  dibangkitkan setiap  tahun  sebesar  1,3  juta  Nm 3 .  Pada  harga biometana sebesar 5,62  USD/MMBTU dan dieskalasi  sebesar  1,5%  per  tahun  belum  mampu mendapatkan  NPV  yang  positif  selama  20  tahun beroperasi. Discount  factor yang  dipergunakan
adalah  angka weighted  average  cost  of  capital (WACC)  sebesar  10,86%  per  tahun.  Hasil perhitungan  menunjukkan  bahwa upgrading biogas plant belum  layak  untuk  dibangun.  Komponen biaya  investasi,  operasional,  dan  perawatan  untuk upgrading biogas  sangat  dominan  dibandingkan dengan  biaya  komponen  sistem  digester  dan pengolahan  biogas.  Saat  ini  biaya  investasi, operasional  dan  perawatan upgrading biogas  masih tinggi  sehingga  tidak  kompetitif  dengan  kondisi harga gas bumi seperti saat ini.
Tabel 4. Biaya investasi upgrading biogas plant
Keterangan Biaya (Rp) Perizinan 990,000,000 Sistem Biodigester & Pengolahan Biogas 17,207,677,245 a. Engineering design 292,198,500 b. Peralatan: Pengolahan awal POME 790,877,250 Biodigester & Kolam Sedimentasi 3,964,583,250 Scrubber H 2 S 1,783,603,500 Dehumidifier 630,535,500 Flare, blower, biogas holder 1,852,580,250 Sistem instrumentasi, instalasi & lainnya 7,001,822,145 c. Commissioning 891,476,850 Upgrading Biogas 34,979,010,614 a. Engineering design 698,791,521 b. Peralatan: Water Scrubber 22,687,500,000 Instalasi, instrumentasi dan lainnya 9,928,452,011 c. Commissioning 1,664,267,081 TOTAL 53,176,687,859
Tabel 5. Biaya operasional dan perawatan upgrading biogas plant Keterangan Biaya (Rp) Sistem Biodigester dan Pengolahan Biogas 1,286,540,066 a. Biaya tetap: Gaji dan upah 468,000,000 Biaya administrasi 143,400,000 Perawatan tahunan 480,720,057 Sewa tanah 37,500,000 Asuransi 80,120,009 b. Biaya variabel: Biaya pembelian POME 10,800,000 Biaya utilitas 66,000,000 Upgrading Biogas 7,027,366,938 a. Biaya tetap: Gaji dan upah 351,000,000 Biaya administrasi 113,550,000 Perawatan tahunan 3,365,313,929 Major overhaul 203,849,700 Asuransi 2,197,190,718 b. Biaya variabel: Biaya utilitas 796,462,592 TOTAL 8,313,907,004
Pembangunan upgrading biogas plant akan ekonomis  apabila  harga  gas  bumi  mencapai  18,5 USD/MMBTU. Pada harga ini akan diperoleh NPV sebesar  78,0  juta  rupiah  dengan  IRR  10,88%  dan payback  period 8  tahun  4  bulan.  Meskipun  IRR tersebut  belum  menarik  bagi  investor  untuk membangun,  namun  memberikan  indikasi  bahwa kenaikan  harga  gas  bumi  akan  meningkatkan kelayakan  ekonomi upgrading biogas plant . Sebagai  perbandingan,  harga  LPG  12  kg  saat  ini mencapai  Rp.  156.000  atau  setara  dengan  19,5 USD/MMBTU  dengan  menggunakan  nilai  tukar 14.000  rupiah/USD  dan  nilai  kalor  0,0476 MMBTU/kg.

## IV. K ESIMPULAN
Prospek  biogas  berbasis  POME  sebagai  energi terbarukan  yang  ramah  lingkungan  mempunyai potensi  yang  cukup  besar  dalam  memenuhi kebutuhan  energi  karena  keterbatasan  cadangan bahan bakar fosil dan kekhawatiran akan peningkatan  emisi  GRK.  Biogas  dari  POME  sudah dimanfaatkan  secara  ekonomis  sebagai  pembangkit listrik  tenaga  biogas  (PLTBg)  untuk  memenuhi kebutuhan  listrik  di  PKS,  namun  berdasarkan perhitungan  kelayakan  tekno  ekonomi,  biogas  dari POME  tidak  layak  untuk  dimanfaatkan  sebagai biometana  sebagai  substitusi  gas  bumi  atau  LPG. Faktor  utama  yang  menjadi  kendala  adalah  biaya investasi upgrading biogas serta harga gas bumi.
Secara  kelayakan  harga  biometana  masih  lebih mahal  dari  pada  harga  gas  bumi  sebesar  5,62 USD/MMBTU.  Pada  harga  gas  di  atas  18,5 USD/MMBTU upgrading biogas plant layak  untuk dikembangkan.  Kendala  yang  dihadapi  dalam mencapai kelayakan tekno ekonomi terutama adalah biaya investasi yang mahal serta harga gas berbasis energi  fosil  yang  lebih  murah.  Kendala  tersebut dapat diatasi dengan berbagai skema kebijakan yang dapat  diterapkan.  Kebijakan  transisi  energi  yang sudah  banyak  diadopsi  oleh  negara-negara  maju, misalnya  terus  mendorong  peningkatan  pangsa penggunaan  energi  terbarukan.  Perhatian  tersebut diharapkan dapat menciptakan inovasi dan terobosan  teknologi  sehingga  dapat  menurunkan biaya  investasi.  Disamping  itu,  berbagai  kebijakan terkait  harga  energi  seperti: feed  in  tariff untuk energi terbarukan serta penerapan biaya eksternalitas  dan depletion  premium untuk  energi fosil, dapat mendorong kelayakan ekonomi penggunaan  energi  terbarukan  seperti  biogas  dari POME tersebut.

## U CAPAN T ERIMA K ASIH
Penelitian  ini  merupakan  bagian  dari  program Insinas  Riset  Pratama  Kemitraan  dengan  mitra PTPN V, Pekanbaru yang didanai oleh Kementerian Riset, Teknologi, dan Pendidikan Tinggi tahun 2018.

## R EFERENSI
[1] BPS, Statistik  Indonesia  2018 ,  Badan  Pusat Statistik, 2018.
[2] Ditjen  Perkebunan, Statistik  Perkebunan  Indonesia 2015-2017:  Komoditas  Kelapa  Sawit, Kementerian Pertanian, 2016.
[3] A.  S.  Rahayu,  D.  Karsiwulan,  H.  Yuwono,  I. Trisnawati, S. Mulyasari, S. Rahardjo, S. Hokermin, V.  Paramita, Konversi  POME  Menjadi  Biogas: Pengembangan  Proyek  di  Indonesia ,  Winrock International, 2015.
[4] MEMR, Handbook  of  Energy  and  Economic Statistics  of  Indonesia  2017 ,  Jakarta:  Ministry  of Energy and Mineral Resources, 2017.
[5] BPPT, Outlook  Energi  Indonesia  2018:  Energi Berkelanjutan  untuk  Transportasi  Darat ,  Jakarta, 2018.
[6] U.  Priyanto, Perspektif,  Potensi  dan  Ketahanan Energi Indonesia , Jakarta: Tempo, 2018.
[7] S. E.  Hosseini  and  M.  A.Wahid,  “Feasibility  study of  biogas  production  and  utilization  as  asource  of renewable  energy  in  Malaysia”, Renewable  and Sustainable  Energy  Reviews ,  vol.  19,  pp.  454-462, Mar. 2013.
[8] BKF, Analisis  Biaya  dan  Manfaat  Pembiayaan Investasi  Limbah  Menjadi  Energi  Melalui  Kredit Program , Badan Kebijakan Fiskal, 2014.
[9] E.  Ryckebosch,  M.  Drouillon,  H.  Vervaeren, “Technique  for  Transformation  of  Biogas  to Biomethane”, Biomass  and  Bioenergy ,  No.  35,  pp.
1633-1645, Elsevier, 2011.
[10] I.  U.  Khan,  M.  H.  D.  Othman,  H.  Hashim,  T. Matsuura,  A.  F.  Ismail,  M.  R.  Arzhandi,  and  I.  W.
Azelee,  “Biogas  as  a  renewable  energy  fuel  -  A review of biogas upgrading, utilisation and storage”, Energy Conversion  and Management ,  vol. 150,  pp. 277-294, Oct. 2017.
[11] PTPN  V, Laporan  Tahunan  2016, PT  Perkebunan Nusantara V Pekanbaru, 2016.
[12] O.  A.  Arikan,  W.  Mulbry,  and  S.  Lansing,  “Effect of  temperature  on  methane  production  from  field- scale  anaerobic  digesters  treating  dairy  manure”, Waste Management ,  no. 43, 2015.
[13] E.  I.  Ohimain  and  S.  C.  Izah,  “A  review  of  biogas production  from  palm  oil  mill  effluents  using different  configurations  of  bioreactors”, Renewable and  Sustainable  Energy  Reviews ,  vol.  70,  pp.  242- 253, Apr. 2017.
[14] BPPT,  “Data  Basic  Engineering  Design  PLTBg PKS Sei Pagar”, 2017
[15] Keputusan Dirjen Migas No. 247.K/10/DJM.T/2011,  “Spesifikasi  Bahan  Bakar Gas Jenis CNG untuk Transportasi yang Dipasarkan di Dalam Negeri”, Jan. 2011.
[16] Q.  Sun,  H.  Li,  J.  Yan,  L.  Liu,  Z.  Yu,  and  X.  Yu, “Selection  of  appropriate  biogas  upgrading technology - a review of biogas cleaning, upgrading and utilization”, Renewable and Sustainable Energy Reviews , vol. 51, pp. 521-532, 2015.
[17] N. B. Bakar, L. W. Soon, L. S. Kheang, A. A. Aziz, M.  F.  M.  Saad,  and  M.  K.  M.  Kamarudin,  L.  Y. Soon,  L.  D.  Yuen,  “Bio-Compressed  Natural  Gas (Bio-CNG)  Production  From  Palm  Oil  Mill Effluent  (POME)”, MPOB  Information  Series ,  No.
618, Malaysian Palm Oil Board, Jul. 2017
[18] T.  U  Wien, Biogas  to  Biomethane  Technology Review , Vienna University of Technology, 2012.
[19] F.  Bauer,  C.  Hulteberg,  T.  Persson,  and  D.  Tamm, Biogas  upgrading  -  Review  of  commercial technologies , Malmö: SGC Rapport, 2013.
[20] H.  H.  Huseby,  “Biogas  Upgrading:  Techno- economic  Evaluation  of  Different  Technologies Based  on  Norwegian  Potential  of  Raw  Materials”, master  thesis,  Norwegian  University  of  Life Sciences, May 2015.
[21] L.  Yang,  X.  Ge,  C.  Wan,  F.  Yu,  and  Y.  Li, “Progress  and  perspectives  in  converting  biogas  to transportation  fuels”, Renewable  and  Sustainable Energy Reviews , vol. 40, pp. 1133-1152, 2014.
[22] C.  S.  Park, Fundamentals  of  Engineering Economics , Pearson Education, Inc., 2004.
[23] USAID, Pembiayaan  Pembangkit  Listrik  Tenaga Biogas ,  USAID  bekerja  sama  dengan  OJK  dan  UI, 2016.
[24] Ditjen  Migas, Neraca  Gas  Bumi  Indonesia  Tahun 2016-2035 ,  Direktorat  Jenderal  Minyak  dan  Gas Bumi, Jakarta: KESDM, 2016.
[25] MEMR, Handbook  of  Energy  &  Economic Statistics  of  Indonesia  2018 ,  Jakarta:  Ministry  of Energy and Mineral Resources, 2018.