## JENERAL
Vol. 3, No. 1, 2022
Jurnal hompage://jurnal.unej.ac.id/index.php/JENERAL/index

## Coal Bed Methane di Indonesia: Review dan Permasalahannya
1

## Coal Bed Methane in Indonesia: Review and Problems
Riska Laksmita Sari a,2 , Hadziqul Abror a , Eriska Eklezia Dwi Saputri a,
Welayaturromadhona a
a Program Studi Teknik Perminyakan, Fakultas Teknik, Universitas Jember, Jl. Kalimantan 37 Jember

## ABSTRAK
Coal Bed Methane (CBM) atau dalam bahasa Indonesia disebut dengan Gas Metana Batu Bara,  merupakan salah satu sumber energi baru yang termasuk dalam kategori hidrokarbon nonkonvesional. CBM dinilai dapat menjadi  energi  alternatif  gas  konvensional.  Diperkirakan  terdapat  11  cekungan  batubara  darat  di  Indonesia dengan  total  sumber  daya  CBM  prospektif  sebesar  453,3  TCF.  Cekungan-cekungan  tersebut  tersebar  di wilayah Sumatera dan Kalimantan. Menurut studi yang dilakukan oleh beberapa peneliti, potensi CBM pada batu bara di Indonesia sebagian besar pada kelompok high-rank coal yang artinnya memiliki cadangan energi atau kalori yang besar. Terkait perkembangan wilayah kerja pengembangan CBM di Indonesia,  dari semula berjumlah  54  blok  CBM  yang  sudah  dilakukan  tanda  tangan  kontrak  antar  pemerintah  dengan kontraktor, hanya  tersisa  34  blok  yang  terdaftar  dengan  2  blok  dalam  proses  terminasi.  Adannya  trend  menurun pengembangan proyek CBM di Indonesia ini disebabkan beberapa faktor, diantarnnya faktor teknis dan non teknis yang salah satunnya terkait regulasi pengembangan CBM sebagai gas nonkonvensional.
Kata kunci: CBM, hidrokarbon nonkonvensional, high-rank coal.

## ABSTRACT
Coal Bed Methane (CBM) is one of the new energy sources that is included in the category of non-conventional hydrocarbons. CBM is considered to be an alternative energy to conventional gas. It is  estimated that there are 11 onshore coal basins in Indonesia with a total prospective CBM resource of 453.3 TCF. These basins are  spread  across  Sumatra  and  Kalimantan.  According  to  studies  conducted  by  several  researchers,  the potential for CBM in coal in Indonesia is mostly in the high-rank coal group, which means it has large energy reserves or calories. Regarding the development of the CBM development work area in Indonesia, from the original 54 CBM blocks that have signed intergovernmental contracts with contractors,  only 34 blocks are registered with 2 blocks in the termination process. There is a downward trend in the development of CBM projects  in  Indonesia  due  to  several  factors,  including  technical  and  non-technical  factors,  one of  which  is related  to  regulations  for  developing  CBM  as  non-conventional  gas.Abstrak  dalam  Bahasa  Inggris  ditulis mengikuti  penulisan  abstrak  Bahasa  indonesia.  Hal  penting  yang  perlu  diperhatikan  adalah  mulai  bagian judul hingga keyword abstrak berbahasa Inggris maksimum tersajikan dalam satu halaman.
Keywords: CBM. Unconventional hydrocarbon, high-rank coal.

## PENDAHULUAN
Indonesia memiliki sumber energi non konvensional yang cukup berlimpah dan beraneka ragam  jenisnya,  salah  satu  diantarannya  adalah Coal  Bed  Methane (CBM). Coal  Bed Methane (CBM)  adalah  gas  hidrokarbon  yang  diproduksi  pada  formasi  batu  bara  ( coal ). Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) memperkirakan bahwa cadangan
1 Info Artikel: Received: 23 Mei 2022,  Accepted:  18 Juni 2022
2 E-mail: riskalaksmita@unej.ac.id
CBM di Indonesia sebesar 574 Tcf (Sekitar 12,82 triliun m 3 ) yang tersebar di 11 cekungan. 85% cekungan tersebut adalah tipe lignite sampai subbituminous ( low rank-coal ) dan 15% cekungan lainnya adalah tipe bituminous sampai anthracite ( high rank-coal ). Miocene coal di  Indonesia  memiliki  karakteristik  yang  lebih  tebal,  lebih  dalam  dan  masuk  dalam  high rank-coal  yang  lebih  tinggi  dari  beberapa  cekungan  di  dunia  salah  satunya  yang  ada  di cekungan  Sungai  Powder  (Zhang,  2018).  Berdasarkan  data  dari US  Energy  Information Administration (EIA),  pada  tahun  2015,  Indonesia  mengimport  50%  total  energi  yang dibutuhkan  guna  memenuhi  kebutuhan  domestik  (Boston  Consulting  Group,  2018).  Hal inilah juga yang mendasari keputusan pemerintah melalui Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral ESDM untuk mempromosikan pengembangan hidrokarbon nonkonvesional. Indonesia  memulai  operasi  proyek  pengembangan  hidrokarbon  nonkonvensional  mulai tahun 2003, VICO dan MEDCO adalah 2 perusahaan pionir yang mengembangkan CBM di Indonesia. Mulai tahun 2005, 2 perusahaan besar tersebut memulai studi dan survey seismic di  cekungan  Kutai  (VICO  Indonesia)  dan  cekungan  Sumatera  Selatan  (Medco  E&P). Hasilnya  dibutuhkan  operasi  survey  seismic  dan  proses  pemboran  yang  lebih  masif,  dan ditindak lanjuti dengan studi evaluasi serta perhitungan komperhensif terkait cadangan gas metana dan strategi eksplorasi dan fase pengembangan pada setiap cekungan (Irawan dkk, 2017).
Saat  ini,  banyak  metode  yang  dapat  diaplikasikan  dalam  proses  pemboran  sumur  CBM. Dalam  upaya  awal  untuk  mengeksploitasi  sumur  CBM,  kontraktor  menggunakan  metode konvensional  untuk  mengebor  sumur  pada  kedalaman  target  500  hingga  800  m  dengan menggunakan  biaya  operasional  yang  tinggi.    Dari  51  kontrak  eksplorasi  wilayah  yang melibatkan CBM di  Indonesia, hanya 7% yang telah memenuhi komitmennya. Rintangan yang menghalangi kesuksesan dalam upaya ini seringkali bersifat nonteknis, seperti kondisi keuangan  operator  yang  kurang  optimal,  masalah  pembebasan  lahan  dan  izin,  tantangan dalam hubungan masyarakat, permasalahan dalam rantai pasok, dan masalah dengan akses serta infrastruktur (Irawan dkk, 2017).

## POTENSI COAL BED METHANE (CBM) DI INDONESIA
Pada  pengembangan  gas  nonkonvensional  seperti  pada  CBM,  diperlukan  perlakuan  atau upaya  khusus  untuk  memproduksi  gas  dari  reservoirnya.  Hal  ini  dikarenakan  adannya perbedaan  karakteristik  reservoirnya  dibandingkan  dengan  reservoir  konvensional. Permeabilitas reservoir nonkonvensional berkisar sekitar 0.1 miliDarcy sampai dengan skala 30 miliDarcy yang dapat dikategorikan permeabilitas rendah serta mekanisme penyimpanan gas  yang  tidak  bergantung  pada  aliran  gas  bebas  saja  tetapi  juga  gas  yang  teradsorpsi sehingga proses eksploitasinnya memerlukan teknik pengeboran khusus untuk menghasilkan gas  tersebut.  CBM  memiliki  mekanisme  penyimpanan  gas  dominan  pada  area  gas teradsorpsi yang tersimpan dalam matriks batubara, sehingga akan melalui fase dewatering untuk mengurangi tekanan. Setelah tekanan desorpsi kritis terjadi, gas yang teradsorpsi dapat diproduksi dari reservoir tersebut. Waktu yang dibutuhkan pada fase dewatering bisa terjadi bulanan atau tahunan tergantung pada kematangan dan saturasi air dalam proses  pembatu baraan (Ferdian dkk, 2017).
Penelitian tentang CBM di Indonesia dimulai pada awal 1990-an. Nugroho dan Arsegianto (1993)  melakukan  analisis  ekonomi  pengembangan  CBM  di  Lapangan  Jatibarang  dan memperkirakan Indonesia memiliki cadangan CBM sebesar 213 TCF yang tersebar di 16 cekungan. Lebih lanjut penulis mencatat bahwa lapangan Jatibarang yang terletak di Jawa
Barat merupakan daerah prospektif terbaik karena sarana dan prasarana yang sudah mapan, serta tingginya kebutuhan gas di sekitar daerah tersebut. Perlu menjadi catatan, bahwa pada saat pelaksanaan penelitian mereka, belum ada proyek CBM yang dikembangkan. Kurnely et  al.  (2003)  melakukan  studi  pendahuluan  pengembangan  CBM  di  cekungan  Sumatera Selatan dan memperkirakan cadangan Indonesia sekitar 337 TCF, tersebar di 11 cekungan. Studi  terbaru  adalah  oleh  Stevens  dan  Hadiyanto  (2004)  yang  berpendapat  bahwa  ada diperkirakan  11  cekungan  batubara  darat  di  Indonesia  dengan  total  sumber  daya  CBM prospektif sebesar 453,3 TCF.
Gambar 1 . Lokasi Cekungan Batu Bara di Indonesia (Steven dan Hadiyanto, 2004)
Cadangan CBM di Indonesia yang cukup besar memilik potensi nilai ekonomi yang sangat bagus karena CBM dapat dikonversikan menjadi energi listrik di sekitar area penambangan batu bara ((dapat digabungkan dengan pembangkit listrik tenaga uap untuk mereduksi emisi SOx dan NOx) atau dapat disalurkan melalui pipa-pipa untuk pemanfaatan lainnya (Thakur, Pramod dkk., 2014).
Secara geologi, target lapisan batu bara ( coal ) di cekungan Sumatera dan cekungan Kutai memiliki perbedaan hanya pada kedalaman lapisan target. Target lapisan batu bara ( coal ) di Sumatera lebih dangkal di bandingkan dengan wilayah di Kalimantan. Dari sejarah mulai tahun 2003, biaya operasi pemboran dari setiap sumur di lapisan batubara cukup tinggi. Hal inilah yang menjadi salah satu tantangan untuk operator dalam proses efisiensi biaya operasi untuk tiap sumur CBM (Irawan dkk, 2017).
Gambar 2 . Potensi Target CBM dan Estimasi Biaya di Cekungan Sumatera dan Kalimantan (SKK Migas, 2016)
Beberapa penelitian terkait pengujian kualitas CBM di Indonesia. Salah satunnya dilakukan oleh Suwarna dkk pada tahun 2006, dalam hasil penelitiannya didapatkan kesimpulan terkait kelebihan  dan  kekurangan  kualitas  CBM  di  Indonesia.  Kelebihannya  antara  lain,  CBM Indonesia  memiliki  kualitas  yang  baik  dalam  hal Gas  Content ,  Kandungan  CH4  dan ketebalan. Serta, Sebagian besar GMB indonesia berada dalam kondisi Saturated , sehingga hanya diperlukan waktu yang relatif lebih singkat untuk mengeluarkan gas pada saat proses dewatering .    Sedangkan  untuk  kekurangannya  antara  lain,  Nilai  permeabilitas  yang  kecil menyebabkan  diperlukannya  metode  stimulasi  yang  tepat  (fracturing)  untuk  dapat mengeluarkan  gas  secara  maksimal  serta  mayoritas  berumur  ‘muda”  yang  bersifat  getas ( brittle ) sehingga formasi mudah runtuh ( collaps ) dan banyak matriks solid yang lepas

## WILAYAH KONTRAK KERJA CBM DI INDONESIA
Pemerintah Indonesia berupaya menggalakkan proyek eksplorasi CBM dan shale gas . Pada tahun  2007,  pemerintah  Indonesia  mulai  menawarkan  blok  CBM  di  cekungan  Sumatera Selatan  dan  Tengah  di  Pulau  Sumatera  serta  cekungan  Kutai  dan  Barito  di  Kalimantan Timur. Saat ini terdapat enam cekungan, antara lain Cekungan Sumatera Selatan, Cekungan Barito,  Cekungan  Kutai,  Cekungan  Sumatera  Tengah,  Cekungan  Tarakan  Utara  dan Cekungan Berau, yang sedang dikembangkan. Menteri  Energi dan Sumber Daya Mineral memberi  wewenang  kepada  Direktorat  Jenderal  Minyak  dan  Gas  Bumi  (MIGAS)  dalam pengembangan CBM di Indonesia (Wenge, 2018). Pada tahun 2016, proyek pengembangan 60 lapangan gas nonkonvensional telah tanda tangan kontrak, terdiri dari 54 blok CBM dan 6 blok shale gas , namun proyek-proyek ini menurut Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral  (ESDM),  terhenti  karena  kurangnya  komitmen  operator.  Pada  tahun  2017, Pemerintah  Indonesia melelang minyak dan blok gas tetapi  gagal  menarik investor untuk blok nonkonvensional.
Beberapa wilayah kontrak kerja terkait CBM di Indonesia antara lain berada di Blok Sanga- Sanga,  Blok  Sangatta  1  dan  Blok  Sekayu.  Blok  CBM  Sanga-Sanga  yang  berada  di Kalimantan  Timur  merupakan  salah  satu  blok  CBM  pionir  di  Indonesia  yang  mengalami perkembangan  signifikan.  Blok  CBM  tersebut  di  serahkan  kontraknya  kepada  Virginia Indonesia  Co.,  LLC  (VICO),  anak  perusahaan  BP  plc  dan  ENI  pada  November  2009. Produksi  komersial  CBM  dilaksanakan  mulai  tahun  2011.  CBM  pada  blok  ini  digunakan sebagai  pembangkit  tenaga  listrik  untuk  2500  rumah  di  Borneo  (Wenge,  2018).  Sangatta West CBM Inc. (Blok Sangatta I) dengan PT. Kutai Timur Investama memberikan asokan gas  0,5  MMSCFD  untuk  melistriki  masyarakat  wilayah  Sangatta  sebesar  1,5  MW  serta Medco CBM  Sekayu (Blok  CBM  Sekayu) dengan Perusahaan  Daerah Pertambangan dan Energi Sumatera Selatan.
Dari  semula  berjumlah  54  blok  CBM  yang  sudah  dilakukan  tanda  tangan  kontrak  antar pemerintah  dengan  kontraktor,  hanya  tersisa  34  blok  yang  terdaftar  dengan  2  blok  dalam proses  terminasi.  Ada  banyak  hal  yang  menyebabkan  penurunan  minat  kontraktor  dalam mengembangkan potensi CBM di Indonesia. Lebih lengkapnya akan dijelaskan pada subbab berikutnya.
Gambar 3 . Status Wilayah Kerja Gas Metana Batubara atau CBM di Indonesia (Badan Geologi, 2020)
Dalam perkembangannya, pada tahun 2021 telah disetujui peralihan kontrak bagi hasil untuk Blok CBM Tanjung Enim dari Cost Recovery menjadi gross split . Persetujuan amandemen POD telah dilakukan padaMei 2021 oleh Menteri ESDM Arifin Tasrif dan ini akan menjadi yang pertama kali skema gross split diterapkan pada blok migas non konvensional

## PERMASALAHAN PENGEMBANGAN CBM DI INDONESIA
Berdasarkan berbagai studi literatur yang telah dilakukan, ada beberapa permasalahan yang mempengaruhi pengembangan proyek CBM di Indonesia. Secara garis besar, terdapat dua jenis  permasalahan  yaitu,  teknis  dan  non-teknis.  Dari  aspek  permasalahan  teknis,  CBM dikategorikan dalam sumber hidrokarbon nonkonvensional yang masih dibilang baru dalam industri migas ataupun pertambangan. Hidrokarbon nonkonvensional memiliki karakteristik yang berbeda dengan hidrokarbon konvensional dalam hal karakteristik batuan induk serta fluida  yang  dihasilkan.  Pada  CBM  terdapat  beberapa  fase  diantarannya  fase dewatering , dimana  fase  ini  harus  terlampaui  agar  gas  metana  yang  terkandung  pada  batu  bara,  bisa diproduksi. Sedangkan dalam aspek teknologi pemboran, diperlukan proses pemboran yang masif serta stimulasi berupa fracking . Semua aspek teknis ini membutuhkan cost yang cukup tinggi  dibandingkan  pengembangan  hidrokarbon  nonkonvensional.  Pada  permasalahan aspek non teknis, ada regulasi, pembebasan lahan dan kemampuan finansial investor. Blok CBM seringkali tumpang tindih dengan blok batu bara konvensional serta regulasi SOP yang masih sama dengan pengembangan blok gas konvensional. Hal ini akan menyulitkan para investor  dan  kontraktor  karena  pada  dasarnya  aspek  teknis  serta supply  chain dari  gas nonkonvensional berbeda dengan gas konvensional (Sumarno, 2019).
Berdasarkan beberapa studi yang dilakukan salah satunnya oleh Irawan di tahun 2017, ada beberapa  cara  yang  dapat  dilakukan  kontraktor  proyek  CBM  di  Indonesia  agar  proyek tersebut berjalan dengan lebih effisien, cara tersebut antara lain:
a. Mereview dengan seksama area yang memiliki prospek CBM terbesar untuk dibor dan diproduksi.
b. Melakukan  pemboran  secara  massif  dan  bila  diperlukan  dapat  menggabungan  dengan teknologi seperti Hydraulic Fracturing .
c. Melakukan rencana strategis sebelum menjalan kan proyek.
d. Memilih dan melakukan kontrak kerja dan ekonomi yang terbaik.
e. Memilih material pada Casing, Bit, dsb yang memiliki nilai cost yang rendah.
f. Menyederhanakan desain sumur seperti layaknya sumur penambangan batu bara.
g. Menggunakan tipe fluida pemboran berbasis air dengan diberikan tambahan kandungan Polimer KCL.
Gambar 4 . Permasalahan yang dihadapi pada pengembangan lapangan CBM di Indonesia
Sedangkan menurut Pitartyanti dkk pada tahun 2018 dan Wimar pada tahunn 2016, untuk Pemerintah  Indonesia  sebagai  penyusun  dan  pelaksana  kebijakan  terkaitan  proyek nonkonvensional, terdapta beberapa hal yang dapat dijadikan sebagai pertimbangan dalam rangka  menciptakan  proyek  CBM  di  Indonesia  yang  berkelanjutan.  Hal-hal  tersebut diantarannya:
a. Melalui  analisa  input-output  untuk  Evaluasi  Program  kebijakan  pengusahaan  CBM, didapatkan  bahwa  tidak  semua  program  kebijakan  yang  dibentuk  oleh  pemerintah berjalan selaras  dengan  kebijakan lainnya.  Contoh kasus  pada evaluasi Permen ESDM No 38 Tahun 2008 tentang Pengusahaan Gas Metana Batubara yang masih kontra dengan pengembangan gas nonkonvensional.
b. Pemberian insentif untuk pengembangan CBM terutama pada tahap dewatering. Insentif dapat berupa kebijakan yang mengharuskan PLN membeli gas yang dihasilkan industri CBM berapapun besarnya untuk sektor kelistrikan. Insentif lain dapat berupa tax holiday ataupun kemudahan perizinan.
c. Diperlukan  penelitian  evaluasi  kebijakan  aspek  efisiensi  yang  berkaitan  dengan  faktor keekonomian  seperti  Benefit  Cost  Analysis  maupun  faktor  lingkungan  dalam  proyek pengembangan CBM.

## KESIMPULAN
Indonesia memiliki potensi CBM yang sangat besar. Potensi yang besar ini didukung pula oleh kualitas CBM yang cukup bagus dalam berbagai aspek salah satunya adalah kandungan metana (CH 4 ) yang sangat tinggi. Namun disayangkan, pengembangan CBM di Indonesia menjadi  stagnan.  Hal  ini  dikarenakan  banyak  permasalahan  yang  dihadapi  dalam  proyek pengembangan lapangan CBM  di  Indonesia. Pada  aspek teknis, dikarenakan karakteristik CBM  yang  merupakan  sumber  hidrokarbon  nonkonvensional,  dibutuhkan  teknologi  yang
lebih advance dalam proses pemboran dan pemroduksiannya. Hal ini mempengaruhi biaya pengembangan tiap sumurnya menjadi sangat tinggi. Pada aspek non teknis, belum adanya regulasi  dan  SOP  yang  sesuai  dengan  pengembangan  lapangan  CBM  serta  permasalahan akuisisi  lahan.  Diharapkan  kedepannya  akan  ada  regulasi  yang  disusun  pemerintah  yang dapat  meningkatkan  iklim  investasi  pengembangan  hidrokarbon  nonkonvensional  di Indonesia.

## DAFTAR PUSTAKA
Boston Consulting Group Indonesia’s $120 billion oil and gas opportunity: November 6, 2018.
[Online] Available from
https://www.bcg.com/en- br/publications/2017/upstreamoil-gas-energy-environment-indonesia-billion.aspx
C. Irawan, D. Nurcahyanto, I. F Azmy, J.A Paju dan W.M Ernata. (2017). “Review of Coal Bed Methane Prospect in Indonesia. SPE -18643-MS.
Ferdian,  Felik.,  Adrinal  Ilyas,  Vina  Mediyanti.  (2014).    “CBM  Development  Scenario Optimization  for  Production  Sharing  Contract,  Case  Study:  Sumbagsel  Field, Indonesia”. SPE 167680.
Kurnely,  K.,  Tamtomo,  B.,  Aprilian,  S.  and  Doria.  (2003).  “A  preliminary  study  of development of coalbed methane (cbm) in South Sumatra”. In SPE Asia Pacific oil and gas conference and exhibition. Society of Petroleum Engineers.
Laporan Kinerja Badan Geologi Tahun 2020.
Nugroho, W., and Arsegianto. “Economics of Coalbed Methane Field Development: A Case Study of Jatibarang Field”. (1993). Singapore, Society of Petroleum Engineers.
Pitartyanti,  M.,  Yoesgiantoro,  D.,  Sasongko,  N.A.  (2018),  “Evaluasi  Kebijakan Pengembangan  dan  Pengusahaan  Coal  Bed  Methane  (CBM)  di  Indonesia”. Universitas Pertahanan, Bogor.
Stevens, S. H., and Hadiyanto. (2003). ”Indonesia: Coalbed Methane Indicators and Basin Evaluation” . Perth, Society of Petroleum Engineers. 2003.
Sumarno, Theresia. (2019). Coal Bed Methane in Indonesia: Issues and Local Impacts from Stakeholders’Perspective. Centre for Energy, Petroleum, and Mineral Law and Policy, University of Dundee  Nethergate, Dundee, United Kingdom.
Thakur, P., Schatzel, S., and Aminian, K. (2014). “Coal Bed Metahane, From Prospect to Pipeline”. Elsevier : USA.
The  Insider.”Policy  Review:  Unconventional  Oil  and  Gas  Development  in  Indonesia”. March  2018. [Online]  Available from https://theinsiderstories.com/policy- reviewunconventional-oil-and-gas-development-in-indonesia/
Wenge Liu. (2018). “Effective Coalbed Methane (CBM) Recovery Technologies for APEC Developing Economies”. APEC Energy Working Group, China.
Wimar,  Petra  Vitara.  (2016).  “Analisis  dalam  Pengembangan  Keekonomian  Coalbed Methane. Jakarta: Universitas Trisakti”.
Zhang,  S.  A.  (2018).  Investigation  Report  of  Best  Practice  Guidance  of  Effective  CBM Recovery Technologies for APEC Developing Economies.