Journal of Natural Resources and Environmental Management 9 (2): 287-304. http://dx.doi.org/10.29244/jpsl.9.2.287-304 E-ISSN: 2460-5824 http://journal.ipb.ac.id/index.php/jpsl
Analisis  Emisi  CO 2 Pembangkit  Listrik  Panas  Bumi  Ulubelu  Lampung  dan Kontribusinya  Terhadap  Pengembangan  Pembangkit  Listrik  di  Provinsi Lampung/
Analysis  of  CO 2 Emissions  from  Geothermal  Power  Plant  Ulubelu  and  Its  Contribution  to Development of Electricity Generators in Lampung Province
Alimuddin ab , Armansyah H. Tambunan c , Machfud d , Andi Novianto e a Graduate School of Bogor Agricultural University, Indonesia
b Department of Geophysical Engineering, Lampung University, Indonesia
c Department of Mechanical and Bio-system Engineering, Bogor Agricultural University, Indonesia
d Department of Agroindustrial Technology, Bogor Agricultural University, Indonesia
e Coordinating Ministry of Economic Affairs, Indonesia
Article Info: Received: 26 - 03 - 2018 Accepted: 27 - 04 - 2018
Keywords: Geothermal, emission factors, CO 2 emissions, electricity, PLTP.
Corresponding Author: Alimuddin Department of Geophysical Engineering, Lampung University, Indonesia; Email: alimuddin.geofisika@eng.unila.ac.id
Abstract : CO 2 emissions from electricity generation with fossil and non-fossil fuels at the local level need to be calculated to provide an overview and choice in  the  development  of  electrical  energy  based  on  available  resources.  This study  aims  to  evaluate  CO 2 emissions  generated  by  the  Geothermal  Power Plant  (GPP)  Ulubelu  Lampung  and  the  CO 2 emissions  potential  from  all power  plants  operating  in  Lampung  Province.  This  study  uses  the  Clean Development Mechanism (CDM) analysis method ACM0002 from the United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC). The stages in  this  study  were  analyzed  CO 2 emissions  and  calculated  emission  factors from  the  GPP  Ulubelu,  calculating  the  CO 2 emissions  of  existing  power plants, and analysis of projections of CO 2 emissions in 2017-2026. Analysis of  CO 2 emissions  includes  calculation  of  baseline  emissions,  emissions, emission reduction. The results showed that the GPP Ulubelu Unit 1 with an output power of 54.17 MW produced baseline emissions, emissions, emission reductions, and CO 2 emission factor values of 381 987.76 tCO 2 e, 59 898.25 tCO 2 e, 322 091.51 tCO 2 e, and 0.126 tCO 2 e / MWh respectively. The total CO 2 emissions generated from the existing plant amounted to 5 253 714.43 tCO2e with energy production of 7 098 624 MWh. The installed capacity of electric energy development projections for 2017-2026 amounted to 1 711.8 MW with a portion of GPP 41.4%. The projected power plant CO 2 emissions in 2026 amounted to 7 741 500.00 tCO 2 e (GPP 9.97%). The percentage of emissions from  the  Lampung  power  plant  to  the  target  of  reducing  Greenhouse  Gas emissions with the development scenario is 1.29% and with the BaU condition of 1.05%.
How to cite (CSE Style 8 th Edition): Alimuddin, Tambunan AH, Machfud, Novianto A. 2019. Analisis Emisi CO 2 Pembangkit Listrik Panas Bumi Ulubelu Lampung dan Kontribusinya Terhadap Pengembangan Pembangkit Listrik di Provinsi Lampung. JPSL 9 (2): 287-304. http://dx.doi.org/10.29244/jpsl.9.2.287-304.

## PENDAHULUAN
Sumber  energi  terbarukan  memainkan  peran  penting  dalam  memenuhi  kebutuhan  energi  masyarakat (Ganjehsarabi et  al. 2012),  dan  salah  satu  diantaranya  adalah  energi  panas  bumi.  Energi  panas  bumi mempunyai  potensi  pengembangan    keberlanjutan  karena  emisi  karbonnya  lebih  rendah  dari  energi  fosil (Ármannsson et al. 2005; Aneke et al. 2011). Energi listrik (ramah lingkungan, terbarukan, dan berkelanjutan) menggunakan energi panas bumi sebagai sumber pembangkit (DiPippo 2016), memiliki peran penting dalam mitigasi perubahan iklim global, ketahanan energi nasional, dan kesehatan masyarakat. Pelopor penggunaan energi panas bumi untuk konversi menjadi energi listrik adalah Prince Piero Ginori Conti pada tahun 1904 di Larderello, Tuscany, Italia (Barbier 2002; DiPippo 2015).
Indonesia saat ini giat mengembangkan energi panas bumi dalam rangka mengatasi krisis energi listrik dan terkait dengan program kelistrikan nasional 35 000 MW. Indonesia memiliki potensi panas bumi sebesar 29 000 MW, dan pemanfaatannya baru sekitar 1533.5 MW (KESDM-b 2017; Pambudi 2018). Potensi ini tersebar di pulau Sumatera, Jawa, Sulawesi, Nusantenggara, dan Papua. Jalur penyebaran sumber panas bumi tersebut merupakan jalur yang dikenal sebagai the ring of fire atau jalur vulkanik (Nasruddin et al. 2016). Jalur vulkanik ini merupakan akibat dari Indonesia yang secara geologi terletak pada pertemuan dua lempeng tektonik yaitu lempeng Indoaustralia dan lempeng Euroasia (Pambudi 2018).
Uap panas bumi yang mengalir pada sistem pembangkit listrik panas bumi mengandung non-condensable gas (NCG). Jumlah NCG yang terkandung dalam uap panas bumi memiliki dampak signifikan pada kinerja produksi daya pembangkit listrik panas bumi dan tingkat emisi yang dihasilkan. NCG dalam uap panas bumi mempengaruhi perpindahan panas di kondensor dengan membentuk efek 'gas-blanketing', yang meningkatkan suhu kondensor dan tekanan balik pada turbin, sehingga akan mengurangi daya keluaran. Dalam prakteknya, efek  gas  hanya  bisa  diatasi  dengan  mengevakuasinya,  menggunakan  sebagian  dari  uap  utama  (Vorum  and Fritzler 2000). NCG yang dilepaskan oleh pembangkit listrik tenaga panas bumi ke lingkungan mengandung carbon dioxide, hydrogen sulfide, methane, dan ammonia (Goldstein et al. 2011; Holm et al. 2012; Amponsah et al. 2014), yang merupakan gas-gas rumah kaca. Meskipun pembangkit listrik tenaga panas bumi dianggap menghasilkan  emisi  gas  rumah  kaca  yang  lebih  kecil  dari  pembangkit  lainya,  khususnya  yang  berasal  dari fosil, kajian terhadap tingkat emisi tersebut masih perlu dilakukan.
Penelitian ini bertujuan untuk melakukan evaluasi terhadap emisi CO 2 yang ditimbulkan PLTP Ulubelu Lampung dan potensi emisi CO 2 dari seluruh pembangkit listrik yang beroperasi di Provinsi Lampung. Secara rinci penelitian ini melakukan (1) perhitungan emisi CO 2 , baseline emisi CO 2 , reduksi emisi CO 2 , dan besarnya faktor emisi CO2 dari pembangkit listrik panas bumi Ulubelu Lampung, (2) perhitungan emisi dan baseline emisi CO 2 dari pembangkit PLTU, PLTD, dan PLTG sebagai pembandingnya, (3) proyeksi emisi CO 2 dari rencana pengembangan pembangkit listrik periode 2017-2026.

## METODOLOGI

## Lokasi penelitian
Penelitian ini dilaksanakan di Provinsi Lampung. Lokasi penelitian ini dipilih karena merupakan lokasi panas  bumi  yang  baru  dikembangkan  yaitu  di  PLTP  Ulubelu  Kabupaten  Tanggamus,  Gambar  1 memperlihatkan peta lokasi penelitian.
Gambar 1 Lokasi penelitian PLTP Ulubelu Lampung Kabupaten Tanggamus Provinsi Lampung (http://www.big.go.id/peta-provinsi/)

## Metode Analisis
Metode  analisis  yang  digunakan  dalam  penelitian  ini  yaitu  metode  CDM  ( Clean  Development Mechanism )  (ACM0002)  dari  UNFCCC (United  Nations  Framework  Convention  on  Climate  Change) (Bastianoni et  al. 2014;  UNFCCC,  2016).  Analisis  melibatkan  beberapa  tahapan  yaitu:  (1)  perhitungan baseline emisi dari pembangkit, (2) perhitungan emisi yang dihasilkan oleh pembangkit, dan (3) perhitungan reduksi emisi.

## Perhitungan Baseline Emisi
Baseline emisi dihitung dengan persamaan (1):
𝐵𝐸 𝑦 = 𝐸𝐺 𝑓𝑎𝑐𝑖𝑙𝑖𝑡𝑦.𝑦 ∗   𝐸𝐹 𝑔𝑟𝑖𝑑.𝐶𝑀.𝑦 (1) 𝐵𝐸 𝑦 adalah  baseline  emisi  CO 2 berdasarkan  produksi  energi  listrik  setahun  dan  faktor  emisi  pada  sistem jaringan pembangkit (tCO 2 e), 𝐸𝐺 𝑓𝑎𝑐𝑖𝑙𝑖𝑡𝑦.𝑦 adalah besar energi listrik yang dihasilkan oleh pembangkit selama setahun yang dikoneksikan dengan jaringan pembangkit ( on grid ) (MWh), 𝐸𝐹 𝑔𝑟𝑖𝑑.𝐶𝑀.𝑦 adalah besarnya  faktor emisi GRK sistem interkoneksi Sumatera (tCO 2 e/MWh).

## Perhitungan Emisi dari Operasional Pembangkit
Perhitungan emisi pembangkit listrik panas bumi menggunakan persamaan (2):
𝑃𝐸 𝑦 = 𝑃𝐸 𝐹𝐹.𝑦 +   𝑃𝐸 𝐺𝑃.𝑦 (2)
dengan 𝑃𝐸 𝑦 adalah  total  emisi  yang  dihasilkan  dari  operasional  pembangkit  secara  menyeluruh  (tCO 2 e), 𝑃𝐸 𝐹𝐹.𝑦 adalah emisi CO 2 yang dihasilkan dari penggunaan fossil fuels pada operasional pembangkit (tCO 2 e),

## Alimuddin, Tambunan AH, Machfud, Novianto A
dan 𝑃𝐸 𝐺𝑃.𝑦 adalah  jumlah  emisi  gas  karbondioksida  dan  methan  dalam  NCG  dari  uap  panas  bumi  yang digunakan pada pembangkit (tCO 2 e).
Emisi fugitive karbondioksida dan metana akibat dari pelepasan gas yang tidak dapat dikondensasi dari uap pada pembangkit ( 𝑃𝐸 𝐺𝑃.𝑦 ) dihitung dengan persamaan (3):
𝑃𝐸 𝐺𝑃.𝑦 = (𝑤 𝑠𝑡𝑒𝑎𝑚.𝐶𝑂2.𝑦 + 𝑤 𝑠𝑡𝑒𝑎𝑚.𝐶𝐻4.𝑦 ∗   𝐺𝑊𝑃 𝐶𝐻4 ) ∗   𝑀 𝑠𝑡𝑒𝑎𝑚.𝑦 (3)
dengan, 𝑤 𝑠𝑡𝑒𝑎𝑚.𝐶𝑂2.𝑦 adalah  kandungan  gas  CO 2 di  dalam  uap  (tak  berdimensi)  , 𝑤 𝑠𝑡𝑒𝑎𝑚.𝐶𝐻4.𝑦 adalah kandungan gas CH 4 di dalam uap (tak berdimensi), 𝐺𝑊𝑃 𝐶𝐻4 adalah nilai global warming potential CH 4 pada periode 100 tahun (tCO 2 e/tCH 4 ), 𝑀 𝑠𝑡𝑒𝑎𝑚.𝑦 adalah besarnya uap yang digunakan pada pembangkit (tonnes). Emisi CO 2 dari penggunaan fossil fuel dihitung dengan persamaan (4):
𝑃𝐸 𝐹𝐹.𝑦 = (𝐹𝐶 𝑖.𝑦 ∗ 𝜌 𝑖 ) ∗ 10 −3 ∗ 𝐶𝑂𝐸𝐹 𝑖.𝑦 (4)
dengan 𝑃𝐸 𝐹𝐹.𝑦 adalah  emisi  CO 2 dari  pembakaran  bahan  bakar  fosil  (diesel)  (tCO 2 e)  , 𝐹𝐶 𝑖.𝑦 adalah  jumlah bahan  bakar  diesel  yang  digunakan  (liter), 𝜌 𝑖 adalah  densitas  bahan  bakar  diesel  (kg/liter), 𝐶𝑂𝐸𝐹 𝑖.𝑦 adalah koefisien emisi CO 2 dari diesel (tCO 2 /tonne diesel). Koefisien emisi CO 2 𝐶𝑂𝐸𝐹 𝑖.𝑦 dihitung dengan persamaan (5):
𝐶𝑂𝐸𝐹 𝑖.𝑦 = 𝑁𝐶𝑉 𝑖.𝑦 ∗ 10 3 ∗ 𝐸𝐹 𝐶𝑂2,𝑖,𝑦 (5)
dengan 𝑁𝐶𝑉 𝑖.𝑦 adalah  nilai  kalor  bersih  diesel  (GJ/kg)  and 𝐸𝐹 𝐶𝑂2,𝑖,𝑦 adalah  faktor  emisi  (FE)  CO 2 diesel (tCO 2 /GJ).

## Perhitungan Reduksi Emisi
Reduksi emisi dihitung dengan persamaan (6);
𝐸𝑅 𝑦 = 𝐵𝐸 𝑦 −   𝑃𝐸 𝑦 − 𝐿 𝑦 (6)
𝐸𝑅 𝑦 adalah besarnya pengurangan emisi (tCO 2 e), 𝐵𝐸 𝑦 adalah baseline emisi (tCO 2 e), 𝑃𝐸 𝑦 adalah besarnya emisi yang dihasilkan dari operasional pembangkit (tCO 2 e), 𝐿 𝑦 adalah besarnya kebocoran (tCO 2 e).

## HASIL DAN PEMBAHASAN

## Hasil Perhitungan Emisi PLTP Ulubelu Unit 1
Kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik panas bumi (PLTP) Ulubelu Lampung unit 1 sebesar 55 MW.  Operasional  pembangkit  memanfaatkan  aliran  massa  uap  rata-rata  354.39  ton/jam.  Uap  panas  bumi dihasilkan dari sebelas sumur produksi pada lapangan panas bumi Ulubelu. Aliran massa uap dimanfaatkan untuk memutar turbin dan menghasilkan daya keluaran rata-rata  sebesar 54.17 MW. Produksi energi  listrik dari pembangkit dihitung berdasarkan daya keluaran rata-rata adalah sebesar 450 802.74 MWh dengan waktu operasional pembangkit rata-rata 8322 jam/tahun (Gambar 2).
Gambar 2 Cuplikan data pengamatan aliran massa uap panas bumi dengan daya keluaran pada PLTP Ulubelu Unit 1.
Emisi CO 2 PLTP dihasilkan dari non-condensable gas (NCG) yang terkandung dalam uap panas bumi (Ozcan and Gokcen 2009). Konsentrasi  kandungan NCG dalam  uap memiliki  variasi  nilai  (Mulyanto et al. 2015). Beberapa jenis kandungan gas dalam NCG adalah CO 2 , H 2 S, CH 4 , NH 3 , N 2 , dan yang lainnya (Zarrouk and Moon, 2014). Gas-gas yang tidak dapat dikondensasikan akan terlepas ke udara melalui menara pendingin. Uap  panas  bumi  yang  digunakan  pada  pembangkit  yang  mengandung  sejumlah  NCG  cukup  besar  akan mempengaruhi daya keluaran pada sistem pembangkit  (Ozcan and Gokcen 2009; Zarrouk and Moon 2014).
Uap panas bumi Ulubelu mengandung NCG sebesar 2% (sumber heat balance PLTP Ulubelu) Persentase gas-gas yang terkandung dalam NCG terdiri dari CO 2 , H 2 S, CH 4, dan gas-gas lainnya (He, H 2 , N 2 , O 2 , dan Ar) masing-masing sebesar 96.24%, 2.25%, 0.01%, dan gas lainnya total 1.50%. Hasil perhitungan laju emisi CO 2 yang  dihasilkan  oleh  pembangkit  ( 𝑃𝐸 𝑦 ) sebesar  59  898.25    tCO 2 e  dan  faktor  emisi  dari  pembangkit  listrik panas bumi dihasilkan sebesar 0.1262 tCO 2 e/MWh atau 126.2 gCO 2 e/kWh. Laju aliran massa yang digunakan oleh pembangkit untuk memutar turbin rata-rata sebesar 354.39 ton/jam.
Hasil  penelitian  ini  lebih  tinggi  dari  emisi  CO 2 pada  pembangkit  listrik  tenaga  panas  bumi  di  Islandia yaitu emisi CO 2 rata-rata 50 gCO 2 /kWh pada rentang 21 sampai 92 gCO 2 e/kWh (ESMAP 2016; Fridriksson et al. 2017). Peneliti lainnya menunjukkan faktor emisi CO 2 pembangkit listrik di Amerika Serikat rata-rata 91  gCO 2 /kWh  (Bloomfield et  al. 2003).  Namun  demikian  hasil  penelitian  ini  lebih  rendah  dari  penelitian lainnya yaitu Bertani dan Thai (2002) yang dalam penelitiannya di sebelas negara terkait dengan faktor emisi dari pembangkit listrik panas bumi, menunjukkan bahwa kisaran emisi CO 2 yaitu antara 4-740 gCO 2 e/kWh, dan  secara  global  rata-rata  faktor  emisi  yang  dihasilkan  sebesar  122  gCO 2 e/kWh.  Data  emisi  CO 2 pada pembangkit listrik tenaga panas bumi di California periode 2011- 2013 juga menunjukkan bahwa faktor emisi CO 2 berkisar antara 150 sampai 300 gCO 2 e/kWh dengan rata-rata 245 gCO 2 e/kWh (Fridriksson et al. 2017). Fridriksson et al . (2017)  telah menghasilkan sebaran nilai faktor emisi dari pembangkit listrik panas bumi di beberapa negara. Hasil penelitian ini menghasilkan nilai faktor emisi sebesar 126.2 gCO 2 e/kWh dan terletak dalam rentang hasil penelitian Fridriksson et al. (2017) (Gambar 3).
Perhitungan  baseline  emisi  CO 2 dari  pembangkit  menggunakan  nilai  faktor  emisi  CO 2 pada  jaringan interkoneksi Sumatera sebesar 0.805 tCO 2 e/MW (KESDM-d, 2017). Hasil perhitungan baseline emisi ( 𝐵𝐸 𝑦 ) yang menggunakan persamaan (1) adalah sebesar 381 987.76 tCO 2 e.
Reduksi  emisi  CO 2 dihitung  dengan  mengurangkan  antara  emisi  CO 2 yang  dihasilkan  dengan  nilai baseline, kebocoran emisi diasumsikan nol (persamaan 6). Hasil perhitungan reduksi emisi CO 2 adalah sebesar 322  091.51  tCO 2 e.  Hasil  penelitian  ini  menunjukkan  bahwa  dengan  kapasitas  pembangkit  55  MW menghasilkan  emisi  CO 2 15.68%  dan  mampu  mereduksi  emisi  CO 2 sebesar  84.32%  dari  baseline.  Hal  ini menunjukkan  bahwa  pemanfaatan  sumber  energi  panas  bumi  dalam  menghasilkan  energi  listrik  sangat
52,0 52,5 53,0 53,5 54,0 54,5 55,0 55,5 56,0 340 345 350 355 360 365 D ay a k el u aran (MW )
Aliran massa uap (t/h)
signifikan dalam mengurangi gas rumah kaca yang akan terlepas ke udara.  Hasil perhitungan baseline, emisi yang dihasilkan, dan reduksi emisi CO 2 disajikan pada Gambar 4.
Gambar 3 Plot hasil perhitungan faktor emisi CO 2 (warna merah) di antara faktor  emisi  CO 2 dari  pembangkit  listrik  tenaga  panas  bumi  di  beberapa negara dan dari pembangkit listrik yang menggunakan bahan bakar fosil
Gambar 4 Hasil perhitungan emisi CO 2 pada PLTP Ulubelu Unit 1

## Perhitungan Emisi CO2 Dari Jenis Pembangkit Listrik Eksisting
Kondisi  pembangkit  listrik  eksisting  di  provinsi  Lampung  memiliki  kapasitas  terpasang  sebesar  991.1 MW dengan daya mampu netto 821.6 MW. Persentase daya mampu jenis pembangkit yang digunakan yaitu PLTA,  PLTD,  PLTG,  PLTU,  dan  PLTP  masing-masing  11.94%,  5.63%,  17.96%,  16.65%,  dan  47.83%. Penggunaan pembangkit dengan jenis sumber bahan bakar yaitu fosil (PLTU, PLTD, dan PLTG) dan non-fosil (PLTA dan PLTP) masing-masing sebesar 66.36% dan 33.64% (Tabel 1).
Perhitungan  emisi  CO 2 dari  berbagai  jenis  pembangkit  tenaga  listrik  (PTL)  mengikuti  persamaan  dari IPCCC ( Intergovernmental Panel on Climate Change ) (BAPPENAS, 2014), yaitu persamaan (7):
𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖 𝐶𝑂 2 = 𝐸 𝐶 . 𝐸 𝐹 (7)
𝐸 𝐶 adalah energi listrik pembangkit (MWh), dan 𝐸 𝐹 adalah faktor emisi CO 2 atas tipe teknologi tertentu (bahan bakar yang digunakan) untuk polutan jenis tertentu (tCO 2 e/MWh) (Tabel 2).
Energi listrik dan emisi CO 2 yang diproduksi dan dihasilkan oleh masing-masing pembangkit dihitung dengan merujuk kepada Tabel 1 dan Tabel 2 dengan asumsi pembangkit beroperasi selama 8640 jam selama setahun dan nilai faktor emisi CO 2 dari sistem interkoneksi pembangkitan Sumatera sebesar 0.805 tCO 2 e/MWh (KESDM-d, 2017). Hasil perhitungan emisi CO 2 disajikan pada Tabel 3.
59,89 381,99 -322,10 -400 -300 -200 -100 0 100 200 300 400 500 Emisi Baseline Reduksi E mi si (r ib u tC O 2e )
Tabel 1 Kapasitas pembangkit eksisting Jenis PTL Jenis BB Kapasitas Daya Mampu (MW) (MW) PLTA Hydro 118.3 117.6 PLTP Geothermal 165 158.8 PLTD HSD 55.8 26.4 PLTG Gas 178 174.8 PLTU Batubara 474 344 Jumlah 991.1 821.6
Sumber: (KESDM-c, 2017).
Tabel 2 Faktor emisi CO 2 dari berbagai jenis pembangkit tenaga listrik PTL Bahan Bakar FE CO 2 (tCO 2 e/MWh) Referensi PLTU Batubara 1.1400 UNDP PLTD HSD 0.7860 UNDP PLTG Gas 1.0020 UNDP PLTA Hydro 0 UNDP PLTP Panas bumi 0.1267 *** ***) Hasil Perhitungan Tabel 3 Hasil perhitungan energi listrik dan emisi CO 2 dari pembangkit listrik eksisting Jenis PL Daya Mampu (MW) Energi Listrk (MWh) Emisi CO 2 (tCO 2 e) Baseline (tCO 2 e) Reduksi (tCO 2 e) PLTA 117.6 1 016 064 - 817 931.52 (817 931.52) PLTP 158.8 1 372 032 172 876.03 1 104 485.76 (931 609.73) Non-Fosil (1) 276.4 2 388 096 172 876.03 1 922 417.28 (1 749 541.25) PLTD 26.4 228 096 179 283.46 183 617.28 (4 333.82) PLTG 174.8 1 510 272 1 513 292.54 1 215 768.96 297 523.58 PLTU 344 2 972 160 3 388 262.40 2 392 588.80 995 673.60 Fosil (2) 545.2 4 710 528 5 080 838.40 3 791 975.04 1 288 863.36 Total (1 dan 2) 821.6 7 098 624 5 253 714.43 5 714 392.32 (460 677.89)
Jenis bahan bakar yang digunakan pada pembangkit tenaga listrik di provinsi lampung dikategorikan atas dua  jenis  yaitu  dari  bahan  bakar  fosil  (batubara,  gas,  dan  HSD)  dan  non-fosil  (air  dan  panas  bumi).  Hasil perhitungan menunjukkan bahwa kondisi saat ini penggunaan listrik dari bahan bakar fosil lebih tinggi yaitu 66.36% dibandingkan dengan pembangkit listrik dari bahan bakar non-fosil 33.64%. Pembangkit listrik dari bahan bakar fosil terdiri dari PLTU 41.87%, PLTG 21.28%, dan PLTD 3.21%, sedangkan  pembangkit dari non-fosil  PLTP  19.33%  dan  PLTA  14.31%.    Persentase  emisi  CO 2 secara  berurut,  yaitu  sebesar:  PLTU 64.49%, PLTG 28.80%, PLTD 3.41%, PLTP 3.29%, dan PLTA tidak ada (0.0%).
Hasil penelitian menemukan bahwa reduksi emisi CO 2 yang dihasilkan oleh bahan bakar fosil melebihi baseline  yang  telah  dihitung.  PLTU  dan  PLTG  menghasilkan  emisi  yang  tinggi  berdasarkan  baseline, sedangkan PLTD, PLTA dan PLTP menghasilkan emisi di bawah baseline (Gambar 5).
Gambar 5 Hasil perhitungan emisi CO 2 pembangkit listrik eksisting
Gambar 6 Perbandingan persentase produksi energi listrik dan emisi CO 2 yang dihasilkan pembangkit listrik eksisting
Hasil analisis perbandingan antara produksi energi dan emisi CO 2 yang dihasilkan dari pembangkit listrik eksisting disajikan pada Gambar 6. Hasil ini menunjukkan bahwa persentase emisi CO 2 terbesar PLTU 64.69% dan terendah PLTP 3.29%. Produksi energi PLTU 41.87% dan PLTP 19.33%.
Perkembangan  kapasitas  pembangkit  tenaga  listrik  dari  tahun  2010  sampai  tahun  2016  disajikan  pada Gambar  7.  Perkembangan  emisi  CO 2 yang  dihasilkan  dari  pembangkit  tenaga  listrik  sampai  tahun  2016 disajikan  pada  Gambar  8.  Kenaikan  emisi  CO 2 PLTU  meningkat  tajam  pada  rentang  waktu  2013  ke  2014 sebesar 99.13% dan Emisi CO 2 dari PLTG pada rentang waktu 2015-2016 mengalami peningkatan  sebesar 1048.5%. Hal tersebut disebabkan oleh penambahan kapasitas dengan pembangkit baru. Penurunan emisi CO 2 terjadi pada PLTD (9.59%) pada rentang 2015 ke 2016 seiring dengan pengurangan pembangkit dari PLTD dan penurunan daya mampu pembangkit tersebut.
Perbandingan kenaikan produksi energi dan emisi CO 2 per tahun kurun waktu 2010 ke 2016 menunjukkan bahwa kenaikan produksi energi terbesar (62.90%) di tahun 2012 dan emisi naik sebesar 36.85%. Kenaikan ini dari penambahan kapasitas PLTD 184 MW dan pembangkit baru PLTP sebesar 110 MW. Hal sebaliknya terjadi di tahun 2014 kenaikan produksi energi 29.39% memberi kenaikan emisi 55.96%, hal ini dikarenakan penambahan  kapasitas  dari  PLTU  sebesar  99.07%  (Gambar  9).  Hal  ini  memberikan  indikasi  bahwa penggunaan PLTP lebih baik dari pada PLTU dalam upaya mengurangi penurunan emisi GRK.
-2,00 -1,00 0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 PLTA PLTP PLTD PLTG PLTU E m is i (j u ta t C O 2 e) Emisi CO2 Baseline Emisi Pengurangan Emisi 14,31 19,33 3,21 21,28 41,87 0,00 3,29 3,41 28,80 64,49 0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 70,00 PLTA PLTP PLTD PLTG PLTU Per se n ta se PT L E ks is ti n g (% ) Energi listrik Emisi CO2
(a) Kapasitas terpasang PTL
(b) Kategori energi listrik
Gambar 7 Perkembangan PTL di Provinsi Lampung 2010-2016
(Sumber: diolah dari data statistik PLN 2010-2016)
Gambar 8 Emisi CO 2 yang dihasilkan pembangkit tenaga listrik 2010-2016
Gambar 9 Perbandingan kenaikan produksi energi pertahun dan emisi CO 2 yang dihasilkan pembangkit tenaga listrik 2010-2016
Analisis Proyeksi Emisi CO 2 dari Pengembangan Pembangkit Tenaga Listrik
Analisi proyeksi dilakukan berdasarkan data kapasitas dan jenis pembangkit yang akan di kembangkan, yaitu  data  Rencana  Usaha  Penyediaan  Tenaga  Listrik  (RUPTL)  Provinsi  Lampung  2017-2026  (Tabel  4). Sebaran  data  kapasitas  dan  jenis  pembangkit  yang  akan  dikembangkan  menunjukkan  bahwa  PLTP  (63%) memiliki porsi lebih besar disusul pembangkit lainnya yaitu PLTM (33.2%), PLTG (23%), PLTA (9%), dan PLTBg (1%), PLTBm (1%) (Tabel 4). Berdasarkan kategori jenis bahan bakar pembangkit, maka pemanfaatan bahan  bakar  non-fosil  (PLTP,  PLTA,  PLTM,  dan  PLTB  lebih  besar  yaitu  77.20%  sedangkan  dari  jenis pembangkit berbahan bakar fosil (PLTG) sebesar 22.80%.
Proyeksi kapasitas pembangkit periode 2017-2026 dihitung berdasarkan rencana penambahan kapasitas sebesar  877.2  MW  dalam  RUPTL  dan  kondisi  kapasitas  pembangkit  tahun  2016  yaitu  PLTP,  PLTA, PLTG/GU, PLTD, dan PLTU masing-masing sebesar 158.8 MW, 117.6 MW, 174.8 MW, 26.4 MW, dan 360 MW (Tabel 5).
Hasil perhitungan energi listrik  untuk periode 2017-2026 dengan asumsi operasional pembangkit 8640 jam  per  tahun  di  sajikan  pada  Gamabr  9.  Hasil  proyeksi  energi  pada  grafik  menggambarkan  bahwa  PLTP memiliki peningkatan produksi yang cukup tinggi di tahun 2021 hingga ke tahun 2025. Akhir periode 2017-
0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 (juta tCO 2 e) PLTU PLTD PLTG/GU PLTP PLTA 0,00 62,90 -0,98 29,39 2,99 8,20 0,00 36,85 -0,38 55,96 3,64 8,54 -10,00 0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 70,00 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Pe rs en tas e k en ai k an p ert ah u n (% ) % Energi % Emisi
2026 total kapasitas pembangkit sebesar 1711.8 MW yang akan menghasilkan energi listrik sekitar 14,815.87 GWh.
Tabel 4 Rencana penambahan kapasitas pembangkit listrik periode 2017-2026 Provinsi Lampung
No  Nama Proyek Jenis Asumsi Pengembang Kapasitas (MW) COD Status 1 Terbanggi Ilir PLTBg IPP 3 2017 Rencana 2 Gunung Batin Baru PLTBm IPP 5 2017 PPA 3 Ulubelu #4 PLTP IPP 55 2017 Konstruksi 4 Potensi tersebar PLTBg IPP 3 2017-2026 Potensi 5 Lampung Peaker PLTG/G U PLN 200 2018 Rencana 6 Semangka PLTA IPP 56 2018 Konstruksi 7 Besai #2 PLTA - 27 2022 Rencana 8 Way Pintau PLTM IPP 3.2 2019 PPA 9 Potensi tersebar PLTM IPP 30 2017-2026 Potensi 10 Rajabasa PLTP IPP 220 2022-2025 Rencana 11 Wai Ratai PLTP IPP 55 2022 Rencana 12 Sekincau PLTP IPP 220 2025 Rencana Jumlah 877.2 Sumber: (KESDM-c, 2017)
Tabel 5 Proyeksi kapasitas pembangkit listrik periode 2017-2026 Provinsi Lampung (MW)
Tahun PLTBg PLTBm PLTP PLTA PLTG/GU PLTM PLTD PLTU Total 2016 - - 158.8 117.6 174.8 - 26.4 360 837.6 2017 3 5 213.8 117.6 174.8 - 26.4 360 900.6 2018 3 5 213.8 173.6 374.8 6 26.4 360 1162.6 2019 3 5 213.8 173.6 374.8 12.2 26.4 360 1168.8 2020 3 5 213.8 173.6 374.8 15.2 26.4 360 1171.8 2021 3 5 213.8 173.6 374.8 18.2 26.4 360 1174.8 2022 3 5 323.8 200.6 374.8 21.2 26.4 360 1314.8 2023 3 5 433.8 200.6 374.8 24.2 26.4 360 1427.8 2024 3 5 488.8 200.6 374.8 27.2 26.4 360 1485.8 2025 3 5 708.8 200.6 374.8 30.2 26.4 360 1708.8 2026 6 5 708.8 200.6 374.8 33.2 26.4 360 1711.8
Gambar 9. Produksi energi listrik periode 2016-2026
Gambar 10 Produksi energi listrik berdasarkan kategori jenis bahan bakar pembangkit periode 2016-2026
Berdasarkan  kategori  jenis  bahan  bakar  yang  digunakan  oleh  pembangkit,  maka  peningkatan  produksi energi dari pembangkit berbahan bakar  non-fosil cukup tinggi (129.1%) pada rentang waktu tahun 2021 ke tahun 2025 yaitu bertambah sebesar 4613.76 GWh, sedangkan produksi energi listrik dari bahan bakar fosil mengalami peningkatan (35.6%) yaitu bertambah 1728 GWh periode 2017-2018 (Gambar 10). Peningkatan ini terjadi akibat dari peningkatan kapasitas pembangkit dari PLTP, hal tersebut disebabkan oleh beroperasinya pembangkit PLTP yang baru pada rentang waktu tersebut.
Proyeksi  emisi  CO 2 pada  periode  2017-2026  cukup  tinggi  berasal  dari  PLTU  dan  PLTG/GU.    yang mengalami kenaikan seiring dengan penambahan kapasitas pada pembangkit PLTG sebesar 200 MW (Gambar 11).  PLTA,  PLTBg,  dan  PLTBm  memiliki  nilai  emisi  CO 2 sama  dengan  Nol,  sehingga  yang  memberi sumbangan emisi CO 2 pada pembangkit listrik di Provinsi  Lampung  kategori non-fosil adalah PLTP. Hasil perhitungan proyeksi emisi CO 2 disajikan pada Tabel 6. Total emisi di tahun 2006 sebesar 7741.5x10 3 tCO 2 e. Penambahan kapasitas pada tahun 2018 dari bahan bakar fosil (PLTG/GU) sebesar 114.42% memberikan dampak kenaikan secara signifikan pada total emisi sebesar 31.64% dan baseline emisi CO 2 sebesar 61.45%. Sedangkan penambahan kapasitas pada rentang waktu 2021-2025 dari bahan bakar non-fosil (PLTP, PLTA, dan PLTM) sebesar 45.45% hanya memberikan kenaikan emisi CO 2 semesar 7.48% dan baseline emisi CO 2 sebesar 76.68% (Gambar 12).
0 10000 20000 2016 2018 2020 2022 2024 2026 (GWh) Fosil Non Fosil Total

## Alimuddin, Tambunan AH, Machfud, Novianto A
Tabel 6 Hasil perhitungan proyeksi emisi CO 2 pembangkit listrik periode 2017-2026 Provinsi Lampung (x10 3 tCO 2 e)
Tahun PLTP PLTG/GU PLTD PLTU Fosil Non Fosil Total Emisi Total Baseline 2016 172.9 1513.3 179.3 3545.9 5238.4 172.9 5411.3 5825.7 2017 232.8 1513.3 179.3 3545.9 5238.4 232.8 5471.2 5165.5 2018 232.8 3244.7 179.3 3545.9 6969.9 232.8 7202.6 8339.9 2019 232.8 3244.7 179.3 3545.9 6969.9 232.8 7202.6 8339.9 2020 232.8 3244.7 179.3 3545.9 6969.9 232.8 7202.6 8339.9 2021 232.8 3244.7 179.3 3545.9 6969.9 232.8 7202.6 8339.9 2022 352.5 3244.7 179.3 3545.9 6969.9 352.5 7322.4 9389.2 2023 472.3 3244.7 179.3 3545.9 6969.9 472.3 7442.1 10 250.6 2024 532.1 3244.7 179.3 3545.9 6969.9 532.1 7502.0 10 681.4 2025 771.6 3244.7 179.3 3545.9 6969.9 771.6 7741.5 12 404.3 2026 771.6 3244.7 179.3 3545.9 6969.9 771.6 7741.5 12 404.3
Gambar 11 Proyeksi emisi CO 2 yang dihasilkan oleh masing-masing pembangkit periode 2016-2026
Hasil analisis sebelumnya menunjukkan bahwa pembangkit yang saat ini digunakan di Provinsi Lampung berpotensi  menghasilkan  emisi  adalah  PLTU,  PLTG/GU, PLTD,  dan  PLTP.  Perbandingan  emisi  CO 2 yang dihasilkan  oleh  empat  jenis  pembangkit  tersebut  pada  kapasitas  yang  sama  menempatkan  PLTU  sebagai penghasil  emisi  CO 2 tertinggi  yaitu  37.33%,  kemudian  PLTG/GU  (32.81%),  PLTD  (25.74%),  dan  PLTP (4.13%).
Perbandingan proyeksi emisi CO 2 dari pengembangan pembangkit tenaga listrik di Provinsi Lampung dan nasional  disajikan  dalam  Tabel  7.  Terjadi  penurunan  persentase  emisi  CO 2 sebesar  0.44%  dari  2.47%  pada tahun 2017 menjadi 2.03% pada tahun 2026. Hal ini disebabkan karena pengembangan pembangkit dengan penambahan kapasitas daya didominasi oleh PLTP (62,7%). Sumber emisi terbesar pada tahun 2026 adalah dari PLTU (44.7%) dan PLTG (42.8%). Kenaikan emisi CO 2 pada skala nasional cukup tinggi yaitu 73.49%, sumber emisi terbesar (80.97%) dari penggunaan bahan bakar batubara (KESDM-c, 2017).
Salah  satu  langkah  yang  dapat  dilakukan  dalam  mengurangi  emisi  tersebut  yaitu  melakukan  substitusi jenis pembangkit. PLTD, PLTG, dan PLTU dalam periode proyeksi tersebut memungkinkan untuk disubstitusi ke  pembangkit  lainnya  dari  sumber  non-fosil  dengan  demikian  dapat  menurunkan  persentase  emisi  CO 2 sebesar 90.04%. Melihat potensi panas bumi yang dimiliki saat ini yaitu sebesar 2867  MW (Tabel 8), maka peluang yang memungkinkan adalah PLTP dengan model Wellhead Goethermal Power Plant (WGPP). WGPP adalah terobosan dalam mempercepat pemanfaatan panas bumi untuk menghasilkan energi listrik (Saitet and Kwambai,  2015).  Pembangkit  listrik  panas  bumi  konvensional  menerapkan  sistem  power  generation  yang terpusat,  yaitu  satu power  house di  suplay  uap  oleh  beberapa  sumur  produksi  di  beberapa  titik  lokasi  yang berbeda  dan  memiliki  jarak  yang  cukup  jauh  dari power  house .  Sistem  konvesional  tersebut  membutuhkan waktu yang cukup lama yaitu 1-7 tahun untuk sampai pada tahap beroperasi (COD) dan biaya investasi yang cukup besar (Geirdal et al. 2013).
Pengurangan  emisi  CO 2 tertuang  dalam  dokumen Nationally  Determined  Contribution (NDC) menyatakan kontribusi nasional dalam pendalian perubahan iklim untuk mengurangi 29% dengan kemampuan sendiri (unconditional) hingga 41% dengan dukungan internasional ( conditional ) dibandingkan dengan tanpa ada aksi (business as usual) pada tahun 2030. Persen total emisi pada 2030 untuk mencapai target pembatasan kenaikan  suhu  bumi  tidak  melebihi  2  derajat.  Pencapaian  target  ini  melalui  penurunan  emisi  GRK  sektor kehutanan (17.2%), energi (11%), pertanian (0.32%), industri (0.10%), dan limbah (0.38%) pada tahun 2030 mendatang (KESDM-a, 2016). Penurunan emisi GRK dari sektor energi sebesar 314 juta tCO2e merupakan target  yang harus dicapai hingga tahun 2030.  Emisi GRK dari sektor  energi bersumber dari energi  sektoral yaitu transportasi, industri, rumah tangga, komersial, listrik, dan lainnya.
Proyeksi  emisi  gas  rumah  kaca  dari  sektor  energi  pada  tahun  2030  dibuat  dalam  dua  kondisi,  yaitu Business  as  Usual (BaU)  dan  dengan  skenario  pengembangan  (Gambar  13  dan  14).  Kondisi  BaU  adalah kondisi  pengembangan  yang  tidak  dilakukan  aksi  mitigasi.  Sedangkan  dengan  skenario  pengembangan mempertimbangkan faktor mitigasi penurunan emisi GRK sesuai dengan yang tertuang dalam dokumen NDC terutama dari sector kelistrikan, yaitu pengurangan bahan bakar fosil dan lebih banyak menggunakan bahan bakar non-fosil.
Berdasarkan  data  proyeksi  emisi  CO 2 pada  pengembangan  energi  listrik  di  Provinsi  Lampung  periode 2017-2026, maka dilakukan pemodelan matematik untuk memproyeksikan emisi CO 2 hingga tahun 2030, hasil proyeksi  disajikan  pada  Gambar  15.    Hasil  perhitungan  menunjukkan  bahwa  pada  tahun  2030  terjadi penurunan  emisi  GRK  sebesar  303.06  juta  tCO 2 e  dengan  skenario  pengembangan.    Persentase  emisi  dari pembangkit tenaga listrik Lampung terhadap skenario pengembangan adalah 1.29% dan terhadap kondisi BaU sebesar 1.05% (Tabel 9).

## Alimuddin, Tambunan AH, Machfud, Novianto A
Tabel 7. Persentase emisi CO 2 PTL Provinsi Lampung terhadap PTL Nasional Tahun PTL Nasional (juta tCO2e) PTL Lampung (juta tCO2e) Persentase (%) 2017 215 5.31 2.47 2026 373 7.58 2.03 Kenaikan 158 2.27 73.49% 42.75% Sumber: (KESDM-a 2017) Tabel 8 Data potensi panas bumi di Provinsi Lampung No. Lokasi Kabupaten/ Kota Sumberdaya (MW) Cadangan  (MW) Total Potensi (MW) Spekulatif Hipotesis Terduga Terbukti 1 Way Umpu Way Kanan 100 - - - 100 2 Purunan Lampung Barat 25 - - - 25 3 Bacingot Lampung Barat 225 - - - 225 4 Suoh - Sekincau Lampung Barat 430 - 230 - 660 5 Fajar Bulan Lampung Barat 100 - - - 100 6 Danau Ranau Lampung Barat - 185 210 - 395 7 Natar Lampung Selatan 25 - - - 25 8 Way Panas  Tanggamus - 300 - 240 540 9 Sukamaju Bandar Lampung 225 - - - 225 10 Way Ratai Pesawaran - 194 105 - 299 11 Gn. Rajabasa Lampung Selatan 182 - 91 - 273 Jumlah 1312 679 636 240 2867 Sumber: (KESDM-bc, 2017) Gambar 13 Proyeksi emisi gas rumah kaca kondisi BaU (KESDM-a 2017).
Gambar 14 Proyeksi emisi gas rumah kaca skenario pengembangan (KESDM-a 2017).
Gambar 15 Proyeksi emisi gas rumah kaca kondisi BaU dan skenario pengembangan (diolah dari data KESDM-a (2017))
Tabel 9   Proyeksi emisi GRK dari sektor energi mix dan emisi dari pembangkit tenaga listrik di Provinsi Lampung 2017-2030 (juta tCO 2 e) Tahun Kondisi BaU Skenario Pengembangan Proyeksi Emisi PTL Lampung % PTL terhadap BaU % PTL terhadap skenario 2017 491.29 462.44 5.31 1.08 1.15 2018 520.38 478.20 7.05 1.35 1.47 2019 551.12 494.31 7.05 1.28 1.43 2020 583.50 510.78 7.05 1.21 1.38 2021 617.54 527.60 7.05 1.14 1.34 2022 653.23 544.78 7.16 1.10 1.32 2023 690.56 562.31 7.28 1.05 1.30 2024 729.54 580.20 7.34 1.01 1.27 2025 770.17 598.44 7.58 0.98 1.27 2026 812.45 617.04 7.58 0.93 1.23 2027 856.38 636.00 7.81 0.91 1.23 2028 901.96 655.31 8.01 0.89 1.22 2029 949.19 674.98 8.23 0.87 1.22 2030 998.06 695.00 8.47 0.85 1.22

## KESIMPULAN
Kesimpulan dari penelitian ini sebagai berikut:
1. PLTP Ulubelu Unit 1 dengan daya keluaran 54.17 MW menghasilkan Emisi CO 2 sebesar 56 898.02 tCO 2 e. Faktor emisi CO 2 pembangkit listrik panas bumi sebesar 0.126 tCO 2 e/MWh. Baseline emisi CO 2 e terhitung sebesar 381 987.76 tCO 2 e dan tingkat emisi CO 2 yang dapat direduksi sebesar 84.32% dari baseline atau sebesar 322 091.51 tCO 2 e.
2. Total  emisi  CO 2 yang  dihasilkan  dari  pembangkit  eksisting  PLTU,  PLTD,  PLTG,  PLTA,  dan  PLTP sebesar 5 253 714.43 (tCO 2 e) dari total kapasitas daya mampu 821.6 MW dan total produksi energi 7 098 624  MWh.  Hasil  ini  menunjukkan  bahwa  persentase  emisi  CO 2 terbesar  adalah  PLTU  64.69%  dan terendah PLTP 3.29%. Produksi energi PLTU 41.87% dan PLTP 19.33%.
3. Proyeksi  emisi  CO 2 hingga  2026  dari  pembangkit  PLTBg,  PLTBm,  PLTP,  PLTA,  PLTM,  PLTG/GU, PLTD,  PLTU  sebesar  7  741  500.00  tCO 2 e.  PLTP  memiliki  tambahan  kapasitas  paling  besar  dalam pengembangan energi listrik periode 2017-2026 sebesar 550 MW (41.4%) dengan emisi yang dihasilkan 771 600 tCO 2 e (9.97%).
4. Persentase  emisi pembangkit  tenaga listrik di Provinsi Lampung terhadap target penurunan emisi GRK dengan skenario pengembangan adalah 1.29% dan dengan kondisi BaU sebesar 1.05%.

## DAFTAR PUSTAKA
[BAPPENAS]  Badan    Perencanaan  Pembangunan  Nasional.  2014.  Pedoman  Teknis  Perhitungan  Baseline Emisi Gas Rumah Kaca Sektor Berbasis Energi. Jakarta: Badan  Perencanaan Pembangunan Nasional.
[ESMAP]  Energy  Sector  Management  Assistance  Program.  2016.  Greenhouse  Gases  From  Geothermal Power Production. Energy Sector Management Assistance Program. The World Bank Group. Technical Report 009/16, pp. 2-9.
[KESDM-a] Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral. 2016. Data Inventory Emisi GRK Sektor Energi. Pusat Data dan Teknologi Informasi. Jakarta: Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral.
[KESDM-b]  Kementerian  Energi  dan  Sumber  Daya  Mineral.  2017.  Potensi  Panas  Bumi  Indonesia  Jilid  1. Direktorat Panas Bumi, Ditjen EBTKE dan Pusat Sumber Daya Mineral, Batubara, dan Panas Bumi, Badan Geologi. Jakarta: Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral.
[KESDM-c] Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral. 2017. Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT  Perusahaan  Listrik  Negara  (Persero)  Tahun  2017  s.d.  2026.  Jakarta:  Kementerian  Energi  dan Sumber Daya Mineral.
[KESDM-d] Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral. 2017. Faktor Emisi GRK Sistem Interkoneksi Ketenagalistrikan Tahun 2015. http://www.djk.esdm.go.id. [6 Maret 2018]
[MENLHK]  Kementerian  Lingkungan  Hidup  dan  Kehutanan.  2018.  Nationally  Determined  Contribution (NDC)  Pertama  Republik  Indonesia.      Direktorat  Jenderal  Pengendalian  Perubahan  Iklim.  Jakarta:
Kementerian Lingkungan Hidup dan Kehutanan.
http://ditjenppi.menlhk.go.id/reddplus/images/resources/ndc/terjemahan_NDC.pdf [15 Maret 2018]
[PLN] Perusahaan Listrik Negara. 2010. Statistik PLN 2009. PT PLN (Persero). Jakarta: Perusahaan Listrik Negara.
[PLN] Perusahaan Listrik Negara. 2011. Statistik PLN 2010. PT PLN (Persero). Jakarta: Perusahaan Listrik Negara.
[PLN] Perusahaan Listrik Negara. 2012. Statistik PLN 2011. PT PLN (Persero). Jakarta: Perusahaan Listrik Negara.
[PLN] Perusahaan Listrik Negara. 2013. Statistik PLN 2012. PT PLN (Persero). Jakarta: Perusahaan Listrik Negara.
[PLN] Perusahaan Listrik Negara. 2014. Statistik PLN 2013. PT PLN (Persero). Jakarta: Perusahaan Listrik Negara.
[PLN] Perusahaan Listrik Negara. 2015. Statistik PLN 2014. PT PLN (Persero). Jakarta: Perusahaan Listrik Negara.
[PLN] Perusahaan Listrik Negara. 2016. Statistik PLN 2015. PT PLN (Persero). Jakarta: Perusahaan Listrik Negara.
[PLN] Perusahaan Listrik Negara. 2017. Statistik PLN 2016. PT PLN (Persero). Jakarta: Perusahaan Listrik Negara.
[UNDP]  United  Nations  Development  Program.  2007.  Indonesia:  Microturbine  Cogeneration  Technology Application Project (MCTAP). Jakarta: United Nations Development Program.
[UNFCCC]  United  Nations  Framework  Convention  on  Climate  Change.  2016.  Clean  Development Mechanism CD Methodology Booklet. UNFCCC.
[WEC] World Energy Council. 2016. World Energy Resources 2016 Summary.
https://www.worldenergy.org/wp-content/uploads/2016/10/World-Energy Resources_Report_2016.pdf
Amponsah  NY,  Troldborg  M,  Kington  B,  Aalders  I,  Hough  RI.  2014.  Greenhouse  gas  emissions  from renewable  energy  sources:  A  review  of  lifecycle  considerations.  Renewable  and  Sustainable  Energy Reviews. 39: 461–475.
Aneke M, Agnew B, Underwood C. 2011. Performance analysis of the Chena binary geothermal power plant.
Applied Thermal Engineering. 31: 1825–1832.
Ármannsson  H,  Fridriksson  T,  Kristjánsson  BR.  2005.  CO 2 emissions  from  geothermal  power  plants  and natural geothermal activity in Iceland. Geothermics . 34:286–296.
Barbier  E.  2002.  Geothermal  Energy  Technology  and  Current  Status:  An  Overview. Renewable  and Sustainable Energy Reviews. 6:3–65.
Bastianoni S, Marchi M, Caro D, Casprini P, Pulselli FM. 2014. The connection between  2006 IPCC GHG inventory  methodology  and  ISO  14064-1  certification  standard  -  A  reference  point  for  the environmental policies at sub-national scale. Environmental Science and Policy. 44: 97–107.
Bertani R and Thain I. 2002. Geothermal power generating plant CO 2 emission survey. IGA News. 49:1-3. Bloomfield  KK, Moore  JN,  Neilson  RN. 2003. Geothermal  energy  reduces  greenhouse  gases. Geothermal Resources Council Bulletin . 32: 77–79.
DiPippo R. 2015. Geothermal power plants: Evolution and performance assessments. Geothermics . 53:291– 307.
DiPippo  R.  2016.  Geothermal  Power  Plants:  Principles,  Applications,  Case  Studies  and  Environmental Impact. 3rd ed. Weford N., editor. Oxford: Butterworth-Heinemann, Elsevier.
Fridriksson T, Merino AM, Orucu AY, Audinet P. 2017. Greenhouse Gas Emissions from Geothermal Power Production. Proceedings, 42nd Workshop on Geothermal Reservoir Engineering. California: Stanford University, Stanford.
Ganjehsarabi H, Gungor A, Dincer I. 2012. Exergetic performance analysis of Dora II geothermal power plant in Turkey. Energy. 46:101–108.
Geirdal CAC, Gudjonsdottir MS, Jensson P. 2013. Economic Comparison between A Well-Head Geothermal Power Plant and a Traditional  Geothermal Power Plant.  In:  Thirty-Eighth Workshop on Geothermal Reservoir Engineering. California: Stanford.
Goldstein B, Hiriart G, Bertani R, Bromley C, Gutiérrez-Negrín L, Huenges E, Muraoka H, Ragnarsson A, Tester J, Zui V. 2011. Geothermal Energy.  IPCC Special Report on Renewable Energy  Sources and Climate Change Mitigation. pp. 401–436.
Holm A, Jennejohn D, Blodgett L. 2012. Geothermal Energy  and Greenhouse Gas Emissions. Geothermal
Energy Association GEA. Report November 2012. http://geo-
energy.org/reports/GeothermalGreenhouseEmissionsNov2012GEA_web.pdf [5 Februari 2017]
Lund JW, Freeston DH, Boyd TL. 2011. Geothermics Direct utilization of geothermal energy 2010 worldwide review. Geothermics . 40: 159–180.
Mulyanto A, Puspadianti JP, Giriarso and Hartanto DB. 2015. The Initial-State Geochemistry as a Baseline for  Geochemical  Monitoring  at  Ulubelu  Geothermal  Field,  Indonesia.  In:  Proceedings  World Geothermal Congress, 19-25 April 2015. Melbourne, Australia, pp.  2–6.
Nasruddin MI, Alhamid Y, Daud A, Surachman A, Sugiyono HB, Aditya, Mahlia TMI.  2016. Potential of geothermal energy for electricity generation in Indonesia: A review. Renewable and Sustainable Energy Reviews . 53:733–740.
Ozcan NY, Gokcen G. 2009. Thermodynamic assessment of gas removal systems for single-flash geothermal power plants. Applied Thermal Engineering . 29:3246–3253.
Pambudi  NA.  2018.  Geothermal  power  generation  in  Indonesia,  a  country  within  the  ring  of  fire:  Current status, future development and policy. Renewable and Sustainable Energy Reviews . 81:2893–2901.
Saitet  D,  Kwambai  C.  2015.  Wellhead  Generating  Plants :  KenGen  Experience.  In:  World  Geothermal Congress, 19-25 April 2015. Melbourne, Australia, pp. 1–6.
Vorum  M,  Fritzler  EA.  2000. Comparative  Analysis  of  Alternative  Means  for  Removing  Noncondensable
Gases from Flashed-Steam Geothermal Power Plants April 1999 - March 2000. NREL/SR-550-28329. National Renewable Energy Laboratory. Colorado.
Zarrouk SJ, Moon H. 2014. Efficiency of geothermal power plants: A worldwide review. Geothermics . 51: 142–153.