## Harga Jual BioCNG dari Palm Oil Mill Effluent sebagai Sumber Energi Alternatif

## Irhan Febijanto
Pusat Pengkajian Industri dan Proses Energi, BPP Teknologi * Koresponden email : irhan.febijanto@gmail.com, irhan.febijanto@bppt.go.id
Diterima: 13 Juli 2019 Disetujui: 24 September 2019

## Abstract
Indonesia  as  the  largest  producer  of  palm  oil,  produces  huge  palm  oil  wastewater.  The  wastewater  pro- duces biogas which contributes to global warming, and the utilization of the biogas reduces GHG emis- sions  of  methane  gas.  By  increasing  the  concentration  of  methane  gas  in  the  biogas,  and  increasing  the gas pressure of biomethane, so-called bioCNG (Compressed Natural Gas), the gas utilization easier in the transportation and the energy content of the gas increases. In this paper, an assessment of the economics of bioCNG production facility in the Palm Oil Mill (POM) with a capacity of 60 tons/hour was conducted. The investment cost is estimated based on the biogas flow rate produced from an aerobic digester in the POM. By using a covered lagoon technology for anaerobic digester, and technology of membrane for gas purification, and based on the natural gas trading regulations, the selling price of bioCNG is determined by 10.27 USD/MMBTU with an IRR of 12%. This price can compete with the prices of other fossil fuels. However, the support from government regulations are still needed to utilize bioCNG as a new renewable fuel that can contribute to national energy security, GHG reduction, and achievement of the mix energy target.
Keywords: wastewater, palm oil mill, bioCNG, alternative, fuel.

## Abstrak
Indonesia  sebagai  produsen  minyak  kelapa  sawit  terbesar  di  dunia  juga  memiliki  potensi  terbesar  untuk produksi  limbah  minyak  kelapa  sawit.  Air  limbah  ini  menghasilkan  biogas  yang  berkontribusi  terhadap pemanasan  global,  dan  pemanfaatan  biogas  mengurangi  emisi  gas  rumah  kaca  dari  gas  metana.  Dengan meningkatkan  konsentrasi  gas  metana  dalam  biogas,  dan  meningkatkan  tekanan  gas  biometana,  yang disebut  bioCNG  (Compressed  Natural  Gas),  pemanfaatan  gas  lebih  mudah  dalam  transportasi  dan kandungan  energi  gas  meningkat.  Dalam  tulisan  ini,  penilaian  ekonomi  fasilitas  produksi  bioCNG  di sebuah Pabrik Kelapa Sawit (PKS)  dengan kapasitas 60 ton/jam dilakukan. Biaya investasi diperkirakan berdasarkan  laju  aliran  biogas  yang  dihasilkan  dari  digester  aerobik  di  POM.  Dengan  menggunakan teknologi  laguna  tertutup  untuk  digester  anaerob,  dan  teknologi  membran  untuk  pemurnian  gas, berdasarkan peraturan perdagangan gas alam yang ditetapkan, harga jual bioCNG ditentukan oleh 10,27 USD/MMBTU  dengan  IRR  12%.  Harga  ini  mampu  bersaing  dengan  harga  bahan  bakar  fosil  lainnya kecuali  gas  alam  dari  perpipaan  dan  batubara.  Namun,  peraturan  dukungan  masih  diperlukan  dari pemerintah untuk memanfaatkan bioCNG sebagai bahan bakar baru terbarukan yang dapat berkontribusi pada keamanan energi nasional, pengurangan GRK, dan pencapaian target energi campuran.
Kata Kunci: limbah cair, pabrik kelapa sawit, bioCNG, alternatif, bahan bakar.

## 1. Pendahuluan

## 1.1. Latar Belakang
Indonesia sebagai negara penghasil minyak kelapa sawit/CPO ( Crude Palm Oil ) terbesar di dunia, memiliki potensi biogas dari hasil degradasi zat-zat organik yang terkandung di limbah cair (POME/ Palm Oil Mill Effluent ) di pabrik-pabrik kelapa sawit (PKS). Namun, sampai saat ini, pemanfaatan biogas dari limbah  cair  di  PKS  masih  terbatas  pemanfaatan  di  lokasi  saja,  seperti  pemanfaatan  untuk  bahan  bakar pembangkit  listrik  tenaga  gas  (PLTBg/Pembangkit  Listrik  Tenaga  Biogas)  (Febijanto,  I,  2010;  Rahayu, A.S, 2015) atau pemanfaatan bahan bakar tambahan di eksisting boiler (Misri, G, 2018 ; National Biogas Implementation, 2014). Pemanfatan biogas  ke lokasi  yang  lebih jauh dari PKS  terkendala pada masalah transportasi.  Salah  satu  teknologi  untuk  mengatasi  masalah  ini  adalah  pemurnian  dan upgrading biogas atau  mengubah  biogas  menjadi  bioCNG  ( bio  Compressed  Natural  Gas ).  Dengan  mengubah  biogas
menjadi bioCNG nilai kalor per satuan unit akan naik, dan lebih mudah untuk ditransportasikan atau pun dimanfaatkan di lokasi lain itu atau didistribusikan sebagai bahan bakar kendaraan.
Implementasi bioCNG dari biogas sudah ada di beberapa negara, terutama di negara-negara Eropa. Negara Jerman merupakan negara terbanyak memiliki pabrik bioCNG, diikuti Swedia, sedangkan di Asia, Korea memiliki pabrik bioCNG terbanyak  (Bernhard, S., 2016 ; Angelidaki,I., 2018). Jumlah pabrik bi- oCNG  cenderung  naik  dari  tahun  ke  tahun  sejalan  dengan  bertambahnya  pabrik  biogas  dan  telah  dimu- lainya kecenderungan pemakaian bahan bakar yang ramah lingkungan.
BioCNG  mempunyai  karakteristik  yang  sama  dengan  CNG (Compressed  Natural  Gas) dari  gas alam, sehingga dampak ke mesin (Chandra,R., 2011), serta emisi yang dikeluarkan terbukti sama dengan CNG dari gas alam. Hal ini membuat perlakukan bioCNG layak disamakan dengan CNG dari gas bumi. Oleh karena itu, bioCNG dapat dimanfaatkan untuk diinjeksikan ke jaringan gas (Chandra,R., 2011), atau sebagai bahan bakar pengganti dari LPG ( Liquid Petreoleum Gas ), minyak solar/HSD (High Speed Die- sel/IDO ( Industrial Diesel Oil ) di beberapa pembangkit milik PT PLN ataupun dimanfaatkan untuk bahan bakar  transportasi,  seperti  implementasi  penggunaan  CNG  pada  bus  Trans-Jakarta  (Budistrayo,C.A., 2018), kendaraan (Lim,C., 2015) atau taksi dan mikrolet  (Nurdjanah, N., 2012). Potensi energi bioCNG berdasarkan produksi CPO Indonesia tahun 2016 adalah 80,8 x 10 6 TJ atau setara dengan 5,7% konsumsi solar pada tahun 2016. Pemanfaatan energi bioCNG memang tidak dapat mensubtitusi kebutuhan bahan bakar  di  Indonesia  yang  sangat  besar,  namun  pemanfaatan  bioCNG  dapat  membantu  peningkatan  kea- manan  energi  nasional  serta  mengurangi  ketergantungan  terhadap  bahan  bakar  fosil  import,  serta  ber- kontribusi pada percepatan capaian target energi baru dan terbarukan, yang ditargetkan sebesar 25% dari rasio  energi  mix  di  tahun  2025  (Peraturan  Pemerintah  No.79/2014)  dan  target  pengurangan  GRK sebanyak 26% dengan upaya sendiri dan 41% dengan bantuan asing, di tahun 2030 (Perpres 61/2011).
Walaupun  potensi  biogas  dari  POME  sangat  besar  sebagai  sumber  CNG  baru-terbarukan  yang ramah  lingkungan,  namun  sampai  saat  ini  pabrik  bioCNG  dengan  bahan  baku  POME  baru  ada  satu- satunya  di  PKS  Sei  Tengi,  Malaysia,  dimana  produksi  bioCNG  digunakan  untuk  subtitusi  LPG  ( Liquid Petroleum Gas ) (Nasrin, 2017).
Indonesia sebagai produsen CPO terbesar di dunia, jelas mempunyai potensi  bioCNG terbesar, dan ini  harus  dapat  dimanfaatkan  secara  optimal.  Namun  sampai  saat  ini  penelitian  dan  kajian  terkait  pem- anfaatan bioCNG dari POME di Indonesia sangat minim.

## 1.2. Proses Pembuatan BioCNG

## 1.2.1 Proses Pada Anaerobinc Biodigester
Limbah  cair  yang  dihasilkan  dari  proses  pembuatan  minyak  kelapa  sawit/CPO  di  PKS,  mengan- dung  zat  organik,  yang  mengalami  degradasi  dan  menghasilkan  gas  metana.  Limbah  cair  ini  mengan- dung lemak, protein dan  karbohidrat, yang dialirkan melewati  kolam lemak ( fat pit ) untuk diambil sisa lemaknya,  dan  setelah  itu  dialirkan  ke  kolam  pendingin  ( cooling pond )  untuk  diturunkan  suhunya  agar mencapai  suhu  optimal  yang  sesuai  dengan  suhu  yang  dibutuhkan  mikroorganisme  di  dalam  AD  ( An- aerobic Digester ). Di dalam AD, kandungan organik limbah cair diuraikan oleh mikroorganisme dalam kondisi  anaerobik,  yang  terdiri  dari  bakteri  asidogenik,  bakteri  asetogenik  dan  bakter  metanogen,  se- hingga  menghasilkan  gas.  Gas  ini  dihasilkan  dari  aktivitas  mikroba  anaerobik  atau  fermentasi  dari  ba- han-bahan organik yang terkandung di dalam limbah cair dalam kondisi  anaerobic (Kalambe,  S., 2012; NNFCC, 2016). Produksi gas metana ini dihasilkan dari proses hydrolysis, asetogenesis dan methagene- sis (Rahayu, A.S, 2015). Kandungan biogas terdiri dari gas metana (50-75%), karbondioksida (25-50%), nitrogen (<1-2%), hidrogen sulfide (0-1%), oksigen (<1%) (Talukder, A.T.N, 2013).
Proses pemurnian biogas adalah meningkatkan kadar CH 4 dengan memisahkan kandungan CO 2 dan gas-gas  lain  yang  dapat  menyebabkan  terjadinya  karat  dan  kerusakan  mekanik  pada  peralatan  fasilitas upgrading (Peterson,  A.,  2009).  Kuantitas  dan  kualitas  produksi  biogas  bergantung  utamanya  kepada jumlah limbah cair/POME ( Palm Oil Mill Effluent ) dan nilai COD ( Chemical Oxygen Demand ).

## 1.2.2. Proses Pada Fasilitas Pemurnian
Biogas  yang  keluar  dari anaerobic  digester dalam  kondisi  jenuh  mengandung  uap  air,  ketika  ber- kondensasi dapat menyebabkan karat di pipa. Dengan meningkatkan tekanan atau menurunkan suhu atau dengan penyerapan air melalui SiO 2 , aktif karbon atau saringan molekular, kondensat dapat dihilangkan. Hidrogen  Sulfida,  H 2 S,  terbentuk  selama  reduksi  mikrobiologi  senyawa  yang  mengandung  sulfur. Konsentrasi  H 2 S  dikurangi  dalam  cairan  digester  atau  dengan  penyerapan  karbon  aktif  atau  senyawa NaOH atau dengan rekasi biologis menggunakan mikroba.
Oksigen,  O 2 ,  secara  normal  tidak  terkandung  dalam  biogas,  namun  dengan  penggunaan  aerobic mikroorganisma di digeser, oksigen masuk ke dalam biogas. Dan jika ada udara masuk ke dalam digester,
maka Nitrogen, N 2 akan masuk ke dalam biogas. N 2 dan O 2 dapat dihilangkan dengan aktif karbon, sarin- gan molekular atau membran.
Amonia,  NH 4 ,  terbentuk  selama  degradasi  protein,  dan  jumlah  kandungannya  komposisi  subtract dan  pH  dalam  digester.  Partikulat  dihilangkan  dengan  filter  mekanik.  Selama  proses  pemurni- an/ upgrading ini tekanan biogas dinaikkan dari 1-20 barg.

## 1.2.3. Proses Pada Transfer Station
Setelah melalui proses permunian ini, kandungan biogas meningkat mendekati 99% dan disebut bi- ometana. Gas biometana ini ditingkatkan tekanannya dari 20 barg ke 200 barg kemudian disimpan dalam vessel/storage. Gas  ini  disebut  bioCNG  dan melalui  dispenser  bisa  digunakan  sebagai  bahan  bakar  ken- daraan atau dipindahkan ke tempat lain.

## 1.3. Regulasi Bisnis
Sampai  saat  ini,  regulasi  bisnis  bioCNG  di  Indonesia  belum  ada,  sehingga  untuk  menyesuaikan dengan lingkungan bisnis CNG/gas alam yang diatur oleh peraturan dan keputusan presiden, maka pera- turan-peraturan  yang  terkait  dengan  keekonomian  digunakan  sebagai  acuan  dalam  mengkaji  kelayakan ekonomis bisnis bioCNG.
Penentuan  harga  jual  gas  diatur  berdasarkan  KepMen.  ESDM  No.  2261  K/12/MEM/2013,  dimana harga jual gas bumi dari kontraktor bersama dan badan usaha pemegang izin usaha niaga gas bumi untuk gas transportasi, maksimum harga jual ditetapkan sebesar 4.72 USD/MMBTU. Sedangkan harga  jual ke konsumen  transportasi  ditentukan  Rp  3100/lsp  (Kep.  ESDM  2932  K/12/MEM2010) atau  6.78 USD/MMBTU dengan kurs 1 USD= Rp 14.500.
Harga jual gas bumi ke industri pupuk, petrokimia, oleokimia, industri baja, industri keramik, indus- tri  kaca  dan  industri  sarung  tangan  karet  atau  perubahannya  diatur  oleh  Peraturan  Presiden  No.40/2016, dimana  jika  harga  gas  tidak  memenuhi  keekonomian  industri  dan  harga  gas  lebih  tinggi  dari  6 USD/MMBTU pada titik serah dari kontraktor, maka Menteri dapat menentukan harga gas bumi kepada industri tersebut.
Keuntungan dari perusahaan pengembang infrastruktur gas bumi diatur dengan Permen ESDM No. 58/2017  dimana  Badan  Usaha  Pemegang  Izin  Usaha  Niaga  Minyak  dan  gas  bumi  yang  melakukan pengembangan infrastruktur pada wilayah yang belum berkembang berhak mengusulkan IRR maksimal 12% dalam mata uang dolar Amerika Serikat. 7%
Badan usaha pembuatan bioCNG, merupakan badan usaha yang memproduksi bioCNG, mengem- bangkan  infrastruktur  untuk  distribusi  bioCNG  di  PKS,  sehingga  aturan  Permen  ESDM  No.58/2017 dapat dianggap menjadi acuan untuk IRR sebuah badan usaha yang memproduksi dan mengembangkan infrastruktur  bioCNG  di  PKS.  Untuk  menyesuaikan  dengan  peraturan  yang  berlaku,  maka  perhitungan keekonomian menggunakan satuan mata uang USD dan harga jual bioCNG dengan USD/MMBTU.

## 1.4. Komposisi Fasilitas Produksi BioCNG
Gambar 1. Fasilitas produksi BioCNG dan alur gas
Komposisi utama fasilitas bioCNG meliputi : a) Anaerobic Digester , b) Purification Facility ,
c) Transfer Station (termasuk Compressor, buffer storage, dispenser).
Biaya investasi pemurnian biogas bergantung pada kualitas biogas, kualitas produksi bioCNG, dan kapasitas  input  biogas,  dimana  kapasitas  input  biogas  merupakan  faktor  penting  yang  mempengaruhi nilai investasi (Yang, 2014).
1.4.1 . Fasilitas Anaerobic Digester
Teknologi anaerobic digester yang digunakan adalah covered lagoon , yang mempunyai kehandalan dalam kondisi lingkungan yang remote dan rendah dalam nilai investasi (Rahayu, A.S, 2015). Gas bio- gas ditangkap oleh cover High Density Polyethylene ( HDPE) dan dialirkan ke fasilitas pemurnian biogas. Panjang dan lebar cover sama dengan panjang dan lebar lagoon/pond .

## 1.4.2. Fasilitas Pemurnian Biogas Teknologi Membran
Fasilitas pemurnian biogas/ upgrading yang berfungsi meningkatkan kadar gas metana dengan cara menghilangkan gas-gas lain yang tidak diinginkan. Sebelum dialirkan ke fasilitas pemurnian biogas, bi- ogas  sudah  mengalami  proses pre-treatment ,  yaitu  pengeringan  (pengurangan  kadar  H 2 O)  dan  pengu- rangan H 2 S. Proses pretreatment ini merupakan bagian dari fasilitas AD. 1.4.3. Fasilitas Transfer Station
Transfer  station terdiri  dari  kompresor,  dispenser, dual  hose  time-fill , storage  tank , fuel  manage- ment system dan gas dryer (Smith, M., 2014). Dari transfer station ini CNG dapat langsung dialirkan ke end user (tanki kendaraan/bus maupun jenis kendaraan lain yang dilengkapi tanki CNG, ataupun ke tanki mobil  MRU  ( Mobile  Refuelling  Unit )  untuk  didistribusikan  ke  konsumen  di  wilayah  lain.  Biogas  yang telah  dimurnikan  biasa  disebut  boCNG  mempunyai  karakteristik  sama  dengan  gas  alam,  terbakar  pada suhu  800 o C,  dengan  titik  nyala  650-750 o C,  sedangkan  gas  alam  pada  1000 o C  (Jain,  P.,2012  ;  Imam, 2013) .
Kompresor  berfungsi  untuk  menyesuaikan  tekanan  biogas  setelah  dimurnikan  (bioCNG),  ke tekanan penyimpanan bioCNG, 200 bar (Mohtar, A., 2018 ; Imran, 2017). Konsumsi energi kompressor ditentukan  input  bioCNG  yang  masuk  pada  tekanan  inlet  (20  bar)  dan  keluar  pada  tekanan  outlet  (200 bar).  Storage  tank  berfungsi  untuk  menyimpan  CNG  bertekanan  200 bar  untuk  pemakaian  selanjutnya. Dispenser digunakan untuk distribusi ke end user .

## 1.5. Tujuan Penelitian
Melakukan  studi  kasus  analisa  keekonomian  produksi  bioCNG  di  PKS  Sei  Galuh  berkapasitas  60 ton/jam yang terletak 31.5 km sebelah barat dari kota Pekanbaru.
Langkah-langkah ditunjukkan di gambar 3, dimana,
1) dilakukan pengkajian teknologi pemurnian biogas yang rendah investasinya dan handal.
1) Melakukan  estimasi  produksi  biogas  dari  anaerobic  biodigester  berdasarkan  data  primer  dan  data sekunder.
2) melakukan  estimasi  investasi  tiap  fasilitas  produksi  bioCNG  meliputi anarobic  digester ,  fasilitas pemurnian biogas dan fasilitas distribusi bioCNG/ tansfer station ) berdasarkan input laju alir biogas danbioCNG
3) mengkaji  keekonomian  tiap  fasilitas  produksi  bioCNG  berdasarkan  nilai  keekonomian  yang ditetapkaan oleh aturan yang berlaku di Indonesia.
Produksi bioCNG dari POME ini meliputi infrastruktur produksi bioCNG, dan distribusi bioCNG di lokasi PKS. Walaupun aturan terkait bioCNG ini belum ada, namun perlakuan bisnis bioCNG ini diasum- sikan  akan  sama  dengan  gas  bumi,  sehingga  dalam  studi  kasus  ini  digunakan    Permen  ESDM NO.58/2018, agar hasil studi kasus ini bisa mendekat kondisi bisnis dan regulasi yang berlaku di Indone- sia.

## 2. Metode Penelitian
Langkah-langkah kajian yang dilakukan ditunjukkan di Gambar 2, dan penjelasan secara detil dijab- arkan pada sub-bab berikut.

## 2.1. Pemilihan Teknologi
Seleksi  teknologi  dilakukan  terhadap  teknologi water  scrubbing  (WS) , pressure  swing  adsorption (PSA) , amine scruber (AS) , and permeation (MP) (Awe,O.W., 2017) . Ditinjau dari kemurnian gas metana, teknologi  AS memiliki  kemampuan memurnikan yang paling  tinggi, > 99% (Singhal,  S., 2017 ; Bakker B., 2013; Bauer F., 2013) . Dari segi penggunaan energi, teknologi amine scrubber mempunyai konsumsi energi paling rendah (Hoyer, 2016 ; Bauer F., 2013). menunjukkan MP dan PSA mempunyai konsumsi energi minimum 0.12
kWh/Nm 3 dan maksimum 0.14 kWh/Nm 3 pada kapasitas  input  tinggi dan rendah.  AS  selain membutuh- kan  konsumsi  listrik,  masih  membutuhkan  energi  panas  untuk  membalikkan  reaksi  kimia  dan membebaskan CO 2 .
Kehilangan gas metana pada proses pemurnian biogas disebut methane slip , pada PSA menunjuk- kan rasio tertinggi, 1.8-2%, dan AS menunjukan nilai mendekati, 0.1% (Bauer F., 2013; Hoyer, 2016).

## Gambar 2. Langkah kajian
Dari  data-data  supplier  terkait  fasilitas  pemurnian  biogas  yang  dikumpulkan  oleh  Bauer  F.  (2013), Hoyer (2016) dan Peterson, A. (2009) menunjukan adanya hubungan antara nilai satuan investasi fasilitas pemurnian biogas dari beberapa teknologi dengan nilai input biogas. Dari hubungan antara kedua parame- ter tersebut ditunjukkan bahwa, semakin kecil kapasitas input biogas maka nilai investasi fasilitas pembu- atan  bioCNG  semakin  tinggi,  sebaliknya  semakin  besar  kapasitas  input  biogasnya,  maka  nilai  inves- tasinya  semakin  rendah.  Teknologi  AS  menunjukkan  nilai  investasi  yang  paling  tinggi.  Pada  kapasitas input biogas skala menengah dan rendah, teknologi MP menunjukkan investasi yang paling rendah (Baer F., 2013). Hal ini juga ditunjukkan oleh Sun Q. (2015) dan Mohtar, A. (2018), yang membandingkan da- ta-data nilai investasi dari beberapa jenis teknologi terhadap variasi nilai input biogas. Singhal S. (2017) menunjukkan  bahwa  dibandingkan  dengan  teknologi  lain,  MP  juga  mempunyai  biaya  operasional  dan biaya investasi rendah serta tidak membutuhkan lahan luas untuk penempatan fasilitasnya. Selain itu tidak mengeluarkan  limbah  kimia,  serta  mampu  dioperasikan  pada  input  biogas  skala  rendah  dan  mudah pemasangannya  (Sun  Q.,2015).  Permasalahan  yang  sering  timbul  pada  MP  adalah  tersumbatnya  mem- brane (Jonsson S., 2011), namun ini bukan masalah yang serius, mudah diatasi dengan panggantian fiber.
Dari data-data di atas, maka untuk kajian dalam makalah ini dipilih teknologi membran.

## 2.1.1. Mekanisme Teknologi Membran
Gambar  3  menunjukkan  polimer  fiber  berongga  yang  dipakai  pada  teknologi  membran  untuk memurnikan  gas  metana  (upgrading).  Proses upgrading dilakukan  dalam  dua  tingkatan,  untuk  mening- katkan  kemurnian  CH 4 ,  dimana  gas  dialirkan  ke  dalam  membran  yang  terdiri  dari hollow-fibers  poly- mer /polimer fiber berongga melalui beda tekanan dari 1 sampai 20 atm dengan menggunakan dua kom- pressor.
Polimer fiber berongga disatukan dalam tube bundle dengan tujuan untuk mendapatkan luasan kon- tak  yang  maksimum.  Biogas  dengan  kandungan  CH 4 ,  CO 2 ,  O 2 ,  H 2 O  dan  H 2 S  dialirkan  dengan  beda tekanan (1-20 bar) ke dalam fiber berongga tersebut, gas-gas CO 2 , O 2 , H 2 O dan H 2 S terdifusi menembus keluar melewati dinding fiber berongga. Sebagian kecil CH 4 juga terdifusi keluar dinding fiber, dan ini disebut  loses  biasanya  sekitar  0.5-2%  vol.  Sedangkan  sebagian  besar  gas  CH 4 tetap  di  dalam  fiber berongga  dan  biasanya  masih  bercampur  CO 2 dengan  persentase  yang  lebih  rendah,  sehingga  untuk meningkatkan kemurnianya dialirkan ke membran ke dua, untuk proses yang sama. Kemurnian gas CH 4 mencapai 99% (Kalambe, S., 2012; UNNFC, 2016; Bauer F., 2013). Gas CO 2 yang keluar dari membran dilepas ke atmosphere.
Estimasi Nilai Investasi
1. Anaerobic Biodigester 2. Fasilitas Pemurnina 3  Transfer  Station Dengan  data Primer & Sekunder  dilakukan estimasi gas metana Keekonomian 1.IRR=12%,  harga  jual  bio-CNG 2.Analisa Sensivitas Pemilihan  Teknologi Pemurnian Biogas
Gambar 2. Polimer fiber berongga
Membran yang efektif adalah membran yang permeable terhadap molekul yang kecil seperti CO 2 dan kedap terhadap molekul yang besar seperti CH 4 .

## 2.2 Estimasi Potensi Gas Metana
Menggunakan metodologi perhitungan emisi Gas Rumah Kaca (GRK) dari UNFCCC (United Na- tions  Framework  Convention  on  Climate  Change) (UNFCCC  ,  2015) . Persamaan  (1)  menunjukkan perhitungan jumlah gas metana dari kolam anaerobik yang dilengkapi dengan sistem penangkapan biogas , MEP ww,treatment,y ,
MEP ww,treatment,y = Q ww,y x B o,ww x UF PJ x ΣCOD removed,PJ,k,y x MCF ww,treatment,PJ,k  ............... (1)
dimana,
MEP ww,treatment,y :  Potensi  emisi  gas  metana  dari  limbah  cair  yang  dilengkapi  dengan sistem penangkapan gasbio ( cover lagoon ) (t-CH 4 /yr)
Q ww,y
:  Jumlah limbah air (m 3 ) B o,ww :  Kapasitas produksi gas metana pada limbah air, 0,25 (kgCH 4 /kgCOD) UF PJ :  Faktor koreksi model untuk perhitungan ketidakpastidak model, 1,12 COD removed,PJ,k,y
:  Jumlah COD yang terambil/terolah (t/m 3 )
MCF ww,treatment,PJ,k : :: 0,8 (kolam anaerobic dalam)
Laju  alir  POME  dihitung  dari  perbandingan  antara  TBS/POME=70%  (PT  KME,  2012),  nilai  per- bandingan  ini  sama  untuk  seluruh  PKS  milik  PTPN  V  (PT  KME,  2012).  Nilai  COD  diukur  pada  studi sebelumnya, dimana nilai COD di inlet kolam an-aerobik, 62,722 mg/ltr (PT KME, 2012). Nilai ini tidak jauh berbeda dengan hasil pengukuran di PKS lain yang berada di bawah manajemen PTPN V, yaitu PKS Terantam  (Irhan  F.,  2018),  PKS  Sei  Rokan  (PT  KME  2012),  PKS  Sei  Tandun  dan  PKS  Sei  Tapung (UNFCC,  2012;  PT  KME  2012).  Efisiensi  COD  90%  dan  volume  gas  metana  adalah  60%  dari  volume biogas.
Dari  potensi  gas  metana,  10%  digunakan  untuk  energi  suplai  kebutuhan  listrik  fasilitas  produksi bioCNG. Kapasitas gas engine dihitung dengan persamaan 2.
𝑃  = 𝐸𝐹𝑥278( 𝑘𝑊ℎ 𝑀𝐽 )𝑥𝐶𝑉 𝐶𝐻4 ( 𝑀𝐽 𝑡𝐶𝐻4 )𝑥𝑀 𝐶𝐻4 ( 𝑡𝐶𝐻4 𝑡ℎ𝑛 ) 8760( 𝑗𝑎𝑚 𝑡ℎ𝑛 )𝑥𝐶𝐹 ……(2)
dimana, P :  Kapasitas Gas Engine (kW) EF :  Efisiensi gas engine (40%) CV CH4 :  Nilai kalori gas metana (55.400 MJ/tCH 4 ) M CH4 :  Massa gas metana (tCH 4 /thn) CF :  Kapasitas Faktor (%).

## 2.3. Nilai Investasi Fasilitas Produksi bioCNG

## 2.3.1. Anaerobic Digester
Nilai satuan investasi untuk PLTBg adalah 2,778,896 USD/MW (Rahayu, A.S, 2015) dan rasio nilai investasi  komponen-komponen  utama  PLTBg  ditunjukkan  di  Tabel  1.  Nilai  satuan  investasi  PLTBg  di
atas,  sedikit  lebih  rendah  dibandingkan  asumsi  nilai  investasi  PLTBg  di  daerah  lain,  yaitu  USD 2,851,034/MW (PT KME 2012; Febijanto I., 2017; PT KDA, 2013; PT UL, 2012) dan juga sedikit lebih rendah dibandingkan estimasi Abas, R. (2013), untuk nilai investasi PLTBg di Malaysia, yaitu 5,7 x 10 6 USD pada  PKS berkapasitas 60 ton/hr.
Tabel 1. Rasio nilai investasi komponen PLTBg Komponen Rasio Sistem Bio Digester : 25% Sistem Manajemen Biogas : 16% Sistem Kelistrikan& Instrumentasi : 10% Logistik, Pengiriman, Asuransi, Instalasi, Uji Coba : 19% Kontijensi Proyek : 5% Konversi Biogas ke Listrik : 25%
Sumber: Rahayu, A.S, (2015)
Berdasarkan  hasil  perhitungan  potensi  gas  metana,  dilakukan  estimasi  nilai  investasi,  biaya  O&M dan kebutuhan listrik fasilitas peralatan Anaerobic Digester , serta fasilitas pemurnian biogas dan transfer station .
Nilai  investasi  anaerobik  biodigester  dengan  teknologi covered  lagoon adalah  75%  dari  nilai investasi PLTBg atau rasio investasi per MW PLTBg (Pembangkit Listrik Biogas) dikurangi nilai inves- tasi gas engine (Rahayu, A.S, 2015) dan fasilitas kelistrikan. Nilai O&M diasumsikan 5% (Rahayu, A.S, 2015)  dari  nilai  investasi,  meliputi  upah  tenaga  kerja,  asuransi,  kalibrasi  instrumen  dan  biaya  pemeli- haraan. Penggunaan listrik untuk menggerakkan pompa-pompa diasumsikan 10% dari potensi kapasitas PLTBg.

## 2.3.2. Fasilitas Pemurnian Biogas
Biaya investasi pemurnian biogas bergantung pada kualitas biogas, kualitas produksi bioCNG, dan kapasitas input biogas, dimana kapasitas input biogas merupakan faktor yang sangat mempengaruhi nilai investasi (Yang L., 2014).
Untuk kapasitas input biogas, 100 - 600 Nm 3 /h, nilai investasi pemurnian biogas dengan teknologi membran  berkisar  antara  5000  -  2.200  Euro/Nm 3 /h.  Kapasitas  input  biogas  skala  kecil,  0-100Nm 3 /hr, memiliki nilai investasi tertinggi untuk semua jenis teknologi pemurnian biogas. Sedangkan biaya O&M fasilitas termasuk penggantian membran (tiap 5-10 tahun) berkisar antara 3-4% dari nilai investasi. Kon- sumsi listrik yang dibutuhkan berkisar 0.2-0.3 kWh/Nm 3 (Bauer F., 2013). 2.3.3. Fasilitas Transfer Station
Nilai investasi dari transfer station disesuaikan dengan input bioCNG, dan digunakan sumber refer- ensi dari U.S. Energy Report (Loh, H.P., 2002).

## 2.4. Keekonomian
Asumsi Parameter keekonomian ditunjukkan pada Tabel 2.
Tabel 2. Asumsi parameter keekonomian Parameter Nilai Benchmark 12% Ekuitas 100% Life time (n) 15 Inflasi 4,3% Depresiasi 15 Kenaikan harga jual 4,3%/5 tahun
Nilai rata-rata bunga bank pemerintah  untuk  pinjaman modal selama 5 tahun ke belakang  (2014- 2018)  adalah  11,08%,  sehingga  benchmark  IRR=12%  sudah  berada  di  atas  rata-rata  bunga  pinjaman modal  ke  bank  pemerintah.  Pembangunan  fasilitas  pemurnian  biogas  merupakan  proyek  pioneer, diasumsikan akan sulit mendapat pinjaman dari bank, sehingga digunakan ekuitas 100%.
Usia pakai AD dan PT adalah 15 tahun (Ricardo Energy & Environment, 2018) Depresiasi diasum- sikan sama dengan usia pakai proyek, 15 tahun. Nilai inflasi adalah nilai rata-rata inflasi dalam kurun 5 tahun  ke  belakang  (2014-2018),  yaitu  4,3%. Sesuai  dengan  Permen  ESDM  No.  58/2017, nilai  jual  gas bumi  dievaluasi  setiap  5  tahun  sekali  dan  disesuaikan  dengan  kondisi  keekonomian  saat  itu.  Sehingga pada  analisa  keekonomian  ini,  nilai  jual  bioCNG  disesuaikan  setiap  5  tahun  sekali  terhadap  rata-rata nilai inflasi 2013-2018.
Persamaan (3) digunakan untuk menghitung IRR dan harga jual bioCNG .
𝐼𝑅𝑅  = ∑ 𝐶 𝑡 (1+r) 𝑡 𝑇 𝑡=1 − 𝐶 𝑜 …..............................(3)
dimana,
IRR  : Internal Rate of Return 8%) T : Efisiensi gas engine (40%) t : periode proyek (thn) r : Bunga bank (%) C t : Aliran kas selama proyek berjalan (USD) C 0 : Nilai investasi awal (USD)
Kemudian  ditentukan  harga  jual  bioCNG  pada  nilai  IRR=12%,  dan  dihitung  NPV  serta  BEP. Perhitungan  IRR dilakukan dengan mata uang dollar  Amerika Serikat untuk penyesuaikan dengan  Per- men ESDM No. 58/2017 .

## 3. Hasil dan Pembahasan
Gambar  4.  menunjukkan  fluktuasi  jumlah  TBS olah PKS  Sei  Galuh  tiap  bulan  selama  5  tahun  ke  belakang (2014-2018).
Gambar 3. Fluktuasi TBS olah kurun 2014-2018
Tabel  3  menunjukkan  hasil  perhitungan  potensi  gas  metana  di  PKS  Sei  Galuh.  Jumlah  POME didapat dari rasio TBS olah /POME=70%, 183.855 (t-POME/thn) = 192.497(t-TBS olah /thn) x 70%. Rasio  reduksi  COD=90%,  sehingga,  nilai  COD  yang  dikonversikan  ke  CH 4 adalah  56.450  (mg/ltr) =62.722 (mg/ltr) x 90%.
Tabel 3. Data Perhitungan Potensi Gas Metana Rata-rata TBS olah : 192.497 (t-TBS olah /thn) POME : 183.855 (t-POME/thn) COD : 62.722 (mg/ltr) Rasio reduksi COD : 90% Produksi Gas Metana : 1.703,9 (t-CH 4 /thn) Gas Metana untuk energi : 86,6 (t-CH 4 /thn) Gas Metana untuk bioCNG : 1.617,3 (t-CH 4 /thn) Potensi Kapasitas PLTBg : 1,27 MW
Dari persamaan (1), potensi jumlah gas metana yang ditangkap di reaktor cover lagoon , adalah :
MEP ww,treatment,y = 183.855 (t-POME 3 /thn) x 0,25 kg (CH 4 /kgCOD) x 1,12 x 0,056450 (t/m 3 )  x 0,8 = 1.703,9 (t-CH 4 /thn)
Dari potensi gas metana tersebut, 10% digunakan untuk energi suplai kebutuhan listrik dari fasilitas pemurnian biogas sebanyak, 170,4 t-CH 4 /thn (= 1.703,9 (t-CH 4 /thn x 10%) atau setara 9,48 x10 6 MJ/thn atau 1,17 x 10 6 kWh/thn.
- 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 Dec-13 May-14 Oct-14 Mar-15 Aug-15 Jan-16 May-16 Oct-16 Mar-17 Aug-17 Jan-18 Jun-18 Nov-18 TBSolah to n
Dengan  efisiensi  gas  engine  40%,  dan  kapasitas  faktor  pembangkit,  CF=90%,  maka  kebutuhan listrik dihitung dengan persamaan (2), dan kapasitas gas engine adalah 133 kW.
Nilai  investasi anerobic  digester ,  ditentukan  oleh  kapasitas  PLTBg,  yang  dihitung  dengan persamaan (2), dan kapasitanya adalah 1.198 kW.
Dari potensi gas metana sebanyak 1.533,5 (t-CH 4 /thn), dapat menghasilkan PLTBg dengan kapasitas 1,2 MW, yang beroperasi dengan CF ( capacity factor ) 90% dan efisiensi 40%. Nilai investasi Anaerobic Digester dengan teknologi covered lagoon , adalah 75% dari nilai investasi PLTBg  kapasitas  1,2  MW,  yaitu  2.507.134  USD  (=2.778.896  (USD/MW)  x  1,2  MW  x  75%).  Nilai investasi ini termasuk fasilitas scrubber, untuk mengurangi kadar H 2 S sampai < 200 ppm. Laju alir biogas, biometana dan bioCNG di tiap fasilitas peralatan produksi bioCNG ditunjukkan di Tabel 4.
Tabel 4. Potensi biogas Massa Gas Metana : 1.533,5 (t-CH 4 /th) Berat jenis CH 4 di 20 o C, 1 atm : 0.668 (kg/m 3 ) 50 Volume gas CH 4 : 1,02x 10 6 (m 3 /yr) Volume gas CH 4 /Biogas : 60% Volume biogas : 1,71x 10 6 (m 3 /yr) Outlet Anaerobic Digester (atmosperic condition) Laju alir biogas : 194,9 (m 3 /jam) Outlet Purification Facility (input 20 barg) Laju alir biometana : 5,8 (m 3 /jam) Outlet Compressor (input 200 barg) Laju alir bioCNG : 0,6 (m 3 /jam)
Volume biogas mengalami penurunan akibat kenaikan tekanan pada fasilitas pemurnian dari 1 barg ke 20 barg, dan mengalami pengurangan volume karena pemisahan  komponen-komponen gas CO 2 , H 2 S dan lain lain, dan terakhir mengalami kenaikan tekanan di kompresor dari 20 barg ke 200barg. Laju alir bioCNG di outlet kompressor sebelum dialirkan ke storage adalah 0,6 (m 3 /jam). Pada proses pemurnian, kebocoran gas metana/ slip methane , diabaikan.
Dengan  laju  alir  biogas  194,9  (m 3 /jam),  maka  dalam  penentuan  nilai  investasi  laju  alir  biogas disetarakan  dengan  kapasitas  nilai  investasi  fasilitas  pemurnian  biogas-teknologi  membran  dengan  laju alir  200  (m 3 /jam).  Berdasarkan  grafik  hubungan  antara  kapasitas  laju  alir  biogas  dengan  nilai  satuan investasi (Baeur F., 2013), untuk 200 (m 3 /jam), nilai satuan investasi adalah 3.200 Euro/m 3 (=3.552USD), sehingga nilai investasi adalah 710.400 USD (=200 m 3 /jam x 3.552 (USD/(m 3 /jam)). Biaya  O&M adalah 21.312 USD (= 710.400 USD x 3%).
Dengan  output  bioCNG  sebesar  0,6  (m 3 /jam),  nilai  investasi  transfer  station  adalah  123.000USD (Smith, M., 2014), dan biaya O&M adalah 6.150USD =5%x123.000USD.
Nilai  investasi  gas  engine  berkapasitas  133  kW  adalah  369.974    USD  (=  0,133  MW  x  2.778.896 (USD/MW)). Biaya  O&M adalah  21.312 USD (= 710.400 USD x 3%).
Tabel 5. Nilai Investasi dan O&M (USD) Fasilitas Biaya (USD) Anaerobic Digester : 2.507.134 Purification Facility : 710.440 Transfer station : 123.000 Gas Engine (133kW) : 369.974 Total : 3.710.508 Tabel 6. Nilai O&M (USD) Facilitas Biaya (USD) Anaerobic Digester : 125.357 Purification Facility : 21.312 Transfer station : 6.150 Gas Engine (133 kW) : 17.564 Total : 170.383
Total  nilai  investasi  fasilitas  produksi  bioCNG  adalah  3.710.508  USD dan  total  nilai  O&M  adalah 170.383 USD/thn.
Perhitungan  kebutuhan  listrik anaerobic  Digester ,  Pemurnian  Biogas, Transfer  Station dan gas engine masing masing adalah sebagai berikut.
474.199  kWh/thn  (=1200  kWx  8760  x  90%  x  5%),  307.306  kWh/thn  (=0.2  (kWh/m 3 )x  194,9 m 3 /jam) x8760 (jam/thn)x 90%) ,7.884 kWh/thn (=1kWh)x8760 (jam/thn)x90%) dan 1116.628=kWh/thn (=133 kW)x 8760 (jam/thn)x 90%). Hasil perhitungan ditunjukan di Tabel 7.
Tabel 7. Kebutuhan Energi (kWh/thn) Facility kWh Anaerobic Digester : 474.199 Purification Facility : 307.306 Transfer station : 7.884 Gas Engine : 116.628 Total : 906.017
Total  kebutuhan  listrik  adalalah    906.017  kWh/thn,  dan  kebutuhan  ini  masih  mencukupi    untuk disuplai gas engine berkapasitas 133 kW.
Dengan  asumsi  keekonomian  yang  ditunjukkan  pada  Tabel  1,  dan  data  investasi  di  Tabel  4  serta OPEX di Tabel 5, maka dengan persamaan 3 dilakukan perhitungan harga jual distribusi bioCNG dengan IRR=12%,  dalam  mata  uang  USD.  Dari  hasil  yang  didapat,  harga  jual  bioCNG  adalah  10,27 USD/MMBTU,  nilai  NPV  adalah  476.282  USD,  dan  BEP  tercapai  dalam  waktu  6  tahun.  Harga  limbah cair tidak masuk dalam biaya produksi, karena limbah cair tidak diperjualbelikan.
Gambar  5.  menunjukkan  perbandingan  harga  jual  bioCNG  dibandingkan  dengan  harga  jual  bahan bakar  lain,  gas  alam  dari  jaringan  pipa  Perusahaan  Gas  Negara  (PGN,  2019),  MFO,  MFD/IDO,  minyak tanah, HSD, RON 88, LPG 50kg, LPG 12 kg dan batubara) dalam satuan USD/MMBTU. Dari hasil per- bandingan, harga bioCNG lebih murah dibandingkan dengan harga bahan bakar lain kecuali terhadap gas alam dari jaringan pipa PGN dan harga batubara. Namun harga tersebut masih lebih tinggi dibandingkan harga  jual  CNG  untuk  bahan  bakar  transportasi,  yang  ditetapkan  Rp  3100/lsp  atau  6,78  USD/MMBTU (dengan kurs USD = Rp. 14.500) sesuai Kepmen ESDM No.2932/K/12/MEM/2010. Harga ini juga masih lebih  tinggi  jika  dibandingkan  terhadap  harga  jual  gas  alam  untuk  industri  strategis  (industri  pupuk, petrokimia,  oleokimia,  baja,  keramik,  kaca  dan  industri  sarung  tangan  karet  atau  perubahannya)  yang ditentukan sebesar 6 USD/MMBTU berdasarkan Perpres 40/2016.
Harga  jual  bioCNG  sangat  dipengaruhi  oleh  skala  produksi,  dimana  pada  studi  ini  skala  produki hanya  terbatas  233.851  pada  BBTUD  sedangkan  produksi  gas  alam  mencapai    BBTUD.  Sehingga produksi bioCNG tidak layak untuk konsumsi bioCNG dengan konsumsi besar, seperti pembangkit listrik atau industri-industri besar.
Gambar 4. Perbandingan harga bioCNG dengan harga bahan bakar lain
Dengan skala produksi dan sumber biogas yang sama, jika dibandingkan dengan harga bioCNG dari POME di Malaysia, yang dijual di harga 10.56-11.04 (USD/MMBTU) (Nasrin, 2017) tidak berbeda jauh. Kondisi  ini  dapat  diprediksi  bahwa  harga  jual  bioCNG  tidak  kompetitif  jika  didasarkan  peraturan- peraturan  yang  diberlakukan  untuk  bisnis  gas  alam  di  Indonesia.  Sehingga  dibutuhkan  aturan  baru  atau aturan  pendukung  yang  memberikan  lingkungan  kondusif  agar  bioCNG  bisa  dijual  dengan  harga kompetitif  dibandingkan  harga  jual  gas  alam.  Hal  ini  seperti  diberlakukannya  peraturan  jual  beli  listrik, yang membedakan antara harga jual beli listrik dengan sumber energi baru dan terbarukan dengan sumber energi fosil. Sehingga harga jual bioCNG dari sumber energi baru dan terbarukan tidak bersaing dengan bioCNG yang berasal dari gas bumi (bahan bakar fosil). Hal ini disebut regulator barrier, dimana adanya peraturan peraturan yang tidak mendukung terjadinya bisnis bioCNG. Kondisi ini berbeda dengan di Ero-
pa dimana penjualan bioCNG di Eropa berpotensi mendapatkan pendapatan tambahan dari credit carbon atau penjualan pupuk

## 4. Kesimpulan dan Saran
Hasil  dari  kajian  ini,  dari  PKS  berkapasitas  60  t/jam  dengan  TBS  olah  rata-rata  pertahun  dapat  di- produksi  biogas  194,9m 3 /jam  dan  bioCNG,  0,6m 3 /jam.  Dengan  total  investasi  USD  3.710.508,  dapat menjual bioCNG seharga 10.27 USD/MMBTU dengan IRR sesuai peraturan yang berlaku.
Namun  untuk  penjualan  sebagai  bahan  bakar  transportasi  atau  penjualan  ke  industri  strategis mengalami  kendala  harga,  karena  terlalu  mahal  dari  harga  gas  alam  berdasarkan  aturan  yang  berlaku. Sehingga dibutuhkan pemerintah aturan baru atau aturan pendukung dari pemerintah seperti:
a) Memisahkan  aturan  harga  jual  gas  dari  sumber  energi  baru  dan  terbarukan  dengan  sumber  energi fosil.
b) Adanya  insentif,  karena  penggunaan  bioCNG/biometana  mendukung  kebijakan  pemerintah  untuk pengurangn GRK dan tercapainya energi mix.
c) Peningkatan  penguasan  teknologi  dan  know-how  bioCNG,  yang  mendorong  peningkatan  TKDN (Tingkat Kandungan Dalam Negeri) sehingga nilai investasi dan biaya O&M untuk fasilitas produksi bioCNG menurun/menjadi murah.

## 5. Daftar Pustaka
Abas, R. and et al, Economic Feasibility Study on Establishing an Oil Palm Biogas Plant in Malaysia, Oil Palm Industry Economic Journal, 2013, Vol.13, pp.14-21.
Aminullah Mohtar and et al, Palm Oil Mill Effluent (POME) Biogas Techno-Economic Analysis for Uti- lization as Bio Compressed Natural Gas, Chem. Engg. Transactions , 2018, 63, pp.265-270. Angelidaki, I., and et al,” Biogas Upgrading and Utilization: Current Status and Perspectives, Biotechnol- ogy Advances , 2018, https://doi.org/10.1016/j.biotechadv.2018.01.011.
Bakker, B. and et al, Chances for Bio-LNG , 18th European Biosolids & Organics Resources Conferences & Exibition, 2013.
Bauer F, and et al, Biogas Upgrading – Review of Commercial Technologies. Svenskt Gastekniskt Center (SGC) AB: Malmö, Sweden, 2013, pp. 52-53. Bernhard, S., and et al , “Technical -economic analysis for determining the feasibility threshold for trada- ble biomethane certificates, 2016, BIOSURF Fuelling Biomethane.
Biogas  to  Biomethane ,  UNIDO,  https://www.biogas-to-biomethane.com/Download/BTB.pdf  (diakses 12/05/2019)
Febijanto, I., “Potensi Penangkapan Gas Metana dan Pemanfaatannya sebagai Bahan Bakar Pembangkit Listrik di PTPN VI Jambi, J.Ilm. Tek. Energi , 2010, 1(10), pp. 30-47.
Febijanto, I., 2017, Tinjauan Komponen Harga Jual Tenaga Listrik dari Pembangkit Listrik Tenaga Bio- gas  dengan  Teknologi  Covered  lagoon, Prosiding  Seminar  Nasional  Kimia ,  13  Mei  2017,  Hotel Grand Quality, Yogyakarta, 72-73.
Hoyer, and et al, Biogas upgrading - Technical Review , 2016, Energiforsk.
http://www.sgc.se/ckfinder/userfiles/files/Svensson_NGV2014_SAfrica.pdf [diakses, 23 Juni 2019] https://materiselamasekolah.wordpress.com/2016/02/26/pembangkit-listrik-tenaga-gas-pltg/  [diakses  9
Juni 2019]
https://www.bi.go.id/seki/tabel/TABEL1_26.pdf [Diakses 18 Mei 2019] https://www.engineeringtoolbox.com/gas-density-d_158.html [Diakses 18 Mei 2019] https://www.inflation.eu/inflation-rates/indonesia/historic-inflation/cpi-inflation-indonesia.aspx  [diakses 16 Juli 2019]
Imam, Energy Resources of Bangladesh: Natural Gas,Oil Coal , University Grants Commission of Bang- ladesh, Dhaka,Bangladesh, 2013
Imran Ullah Khan and et al, Biogas as a renewable energy fuel-A review of biogas upgrading, utilization, and storage, Energy Conversion and Mangement, 2017, 150, pp.277-294.
Irhan  Febijanto,  2018,  Optimalisasi  Pemanfaatan  Gas  Metana  sebagai  Sumber  Energi  di  Pabrik  Kelapa Sawit, Jurnal Teknologi Lingkungan , 19(01), pp 49-60. Jonsson S., Westma J., Cryogenic Biogas Upgrading Using Plate Heat Exchangers , Chalmers University of Technology: Goteborg, Sweden, 2011.
Keputusan  ESDM  No.2932  K/12/MEM/2010  tentang  Harga  Jual  Bahan  Bakar  Gas  yang  digunakan Transportasi di Wilayah Jakarta.
Lim  C,  an  et  al,  Performance  and  emission  characteristics  of  a  vehicle  fueled  with  enriched  biogas  and natural gases. Appl Energy , 2015, 139, pp.17–29. Loh, H.P et al, 2002, Process Equipment Cost Estimation Final Report, U.S. Department Energy,pp.70. Margareth  Smith,  and  et  al, Cost  Associated with  Compressed  Natural  Gas  Vehicle  Fuel  Infrastructure , US. Departement of Energy. 2014.
Misri  Gozan  and  et  al,  Techno-Economic  Analysis  of  Biogas  Power  Plant  from  POME  (Palm  Oil  Mill Effluent), International Journal of Applied Engineering Research , 2018, 13(8), pp. 6151-6157.
Nasrin Abu Bakar, et al, Bio-Compressed Natural Gas (BioCNG) Production from Palm Oil Mill Effluent (POME), MPOB Information Series NO.618 , 2017, ISSN 1511-7871. National Biogas Implementation (EPP5), Biogas Capture and CDM Project Implementation for Palm Oil Mil s, National Key Economic Areas (NKEA), 2014, update June 2014, 9.
National Non-Food Crops Centre (NNFCC),  “Renewable Fuels and Energy Factsheet: Anaerobic Diges- tion,” 2016, http://www.nnfcc.co.uk/.
Nurdjanah,  N.,  et  al,  Evaluasi  Penggunaan  CNG  Pada  Angkutan  Umum  (Bajaj,  Taksi,  dan  Mikrolet)  di Jakarta, Jurnal Penelitian Transportati Darat , 2012, 14(2), pp.96-111.
O. W. Awe, and et al, “A review of biogas utilisation, purification and upgrading technologies,” Waste and Biomass Valorization , 2018, Vol.8, no.2,pp. 267–283, 2017.
P. Jain, “Renewable Natural Gas-Bio
CNG, in: Sustain, Outlook,” 2012 , http://sblf.sustainabilityoutlook.in/file space/SBLF Sum-mit Presentations 2012/Green Brick Eco So- lutions Prasun Joshi .pdf.
Peraturan Pemerintah No:79/2014 tentang Kebijakan Energi Nasional (KEN). Peraturan Presiden Republik Indonesia Nomor 61 Tahun 2011. Peterson,  A.  and  et  al.,  Biogas  upgrading  technologies-developments  and  innovations, IEA  Bioenergy , 2009, pp. 12.
PGN, Investor Presentation Consolidated 3M-2019 Update , 2019.
PT KME (PT Karya Mas Energi). (2012). Biogas Bundled Project 3, ver. 12, https://cdm.unfccc.int/filestorage/3/n/JAO4FR
9MLTEU3Z6BC8SXKQ5N2IDWVP.pdf/9234-
%20PDD.pdf?t=T1R8b25sZXltfDCn8Hd1_5Js FbCQHdhvqF5A. [Diakses 18 Mei 2019] PT  UL  (PT Unggul  Lestari).  (2012).  Methane  Recovery  and  Utilisation  at  PT.  Unggul  Lestari  Palm  Oil
Mill at Central Kalimantan, Indonesia. Ver.0,9 13/11/2012,https://cdm.unfccc.int/filestorage/b/p/DZF2W3 RPE8OA60BT9XUJN5LYS741IV.pdf/6728%2 0PDD%2028%20Nov%2012.pdf?t=S0N8b25s
ZmVhfDBQyINV7p15uBID6FhKb1Xj, [Diakses 10 Januari 2017] PT. KDA (PT Kresna Duta Agroindo). (2013). Methane recovery and electricity generation from POME at  Pelakar  Mill,  Jambi,  Indonesia,  ver.3,  05/02/2013,  https://cdm.unfccc.int/filestorage/a/n/FS5G08 MC3JEU49WVKTAOXRPDZQB61H.pdf/7031 %20PDD.pdf?t=VU58b25sZjN4fDBEYjTkyCg KQUCyefIoZFH6. [Diakses 15 Januari 2017]
R.  Chandra,  et  al,  2011,“Performance  evaluation  of  a  constant  speed  IC  engine  on  CNG,  methane  en- riched biogas and biogas,” Applied Energy , 2011, vol. 88, no. 11, pp. 3969–3977.
Rahayu, A.S, dkk,  (2015) Buku Panduan Konversi POME menjadi Biogas Pengembangan Proyek di In- donesia 2 nd edition , Winrock International, 2015, pp. 56-58. Ricardo Energy & Environment, Assessment of Cost And Benefits of Biogas and Biomethane in Ireland , Sustainable Energy Authority of Ireland, 2017, pp.52-53.
S. Kalambe and et al, “Low Pressure Separation Technique of Biogas Into CH 4 and CO 2 Employing Pdms Membrane,” International  Journal  of  Engineering  and  Advanced  Technology ,  2012,  Vol.3,pp.311– 315.
Singhal, S., and et al, Upgrading techniques for transformation of biogas to bioCNG: Review, 2017, Int. J. Energy Res.
Smith, M, Associated  with Compressed Natural Gas Vehicle  Fueling Infrastrucure , U.S.  Department of Energy, 2014, pp.12.
Sun Q., and et al, Selection of appropriate biogas upgrading technology-A eview of biogas cleaning, up- grading and utilisation, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2015, 51, pp.521-532.
T. N. Talukder and et al, 2013, “Technical and Economic Assessment of Biogas Based Electricity Gener- ation  Plant,"  International  onference  on  Electrical  Information  and  Communication  Technology (EICT).
UNFCCC ( United Nations Framework Convention on Climate Change), (2017) concerning Methane re- covery in wastewater treatment , III.H./Version 14, Sectoral Scope: 13 EB 53.
https://cdm.unfccc.int/filestorage/A/N/F/ANF0MTK4BHZC9O7IEY68P5DJ2VRQ3X/EB53_repan1 7_Revision%20of%20AMS-III.H_ver14.pdf?t=bVZ8b3FuNnM5fDCh-HkC6dg9RQbKR6oj1KlY [Diakses 27 November 2018]
Yang L, and et al, 2014, Progress and Perspectives in Converting Biogas to Transportation Fuels., Renew Sustain Energy Rev .,2014, 40,pp.1133–52.
Yang L, and et al., Progress and Perspectives in Converting Biogas to Transportation Fuels. Renew Sus- tain Energy Rev., 2014,40, pp.1133–52.