september 2020 geothermal resource risk mitigation (“grem”) · •well test •h 2s service...

September 2020

Geothermal Resource Risk Mitigation (“GREM”)

1

Kerangka Pembahasan

1 Latar Belakang Pengembangan Panas Bumi

2 Referensi Teknis Pengeboran dalam Eksplorasi Panas Bumi

3 Upaya Pemerintah dalam Mendorong Panas Bumi melalui Pembiayaan Infrastruktur SektorPanas Bumi (PISP) - PMK 62/2017

4 Pengembangan Dana PISP melalui Dukungan Dana Internasional dan Climate Fund (GEUDPdan GREM)

5 GREM Public Window

6 GREM Private Window

2

Bab 1 – Latar Belakang Pengembangan Panas Bumi

3

Bab 1 | Pengertian Panas Bumi sebagai Sumber EnergiPenjelasan (1)

• Energi panas bumi juga dikenal dengan nama energi geothermal berasal dari bahasa Yunani, berasal dari kata “geo”berarti bumi.• Penggabungan dengan “thermal”

memiliki arti panas menjadi geothermal berarti panas bumi. • Energi panas bumi umumnya

berasosiasi dengan aktivitas kegunungapian (aktivitas magmatis atau vulkanisme) di mana hal tersebut menghasilkan panas yang tersimpan dalam batuan dan fluida seperti air maupun uap di bawah permukaan tanah.

Ilustrasi subduksi/tunjaman lempeng kerak samudera di bawah lempeng benua menghasilkan aktivitas

gunung api (atas); skema panas bumi dalam penampang gunung api (kanan)

Penjelasan (2)

• Pemanfaatan tidak langsung energi panas bumi dilakukan dengan cara mengkonversi air panas atau uap dari reservoir panas bumi di bawah permukaan menjadi energi listrik sebelum digunakan (Dickson et al, 2004). Gambar di kanan adalah skema PLTP flashed-steam.• Biaya investasi per megawatt terpasang bervariasi tergantung pada negara, regional, geologi, infrastruktur yang tersedia,

dan juga kesulitan dalam eksplorasi serta pengeboran di lapangan panas bumi tersebut. Di Indonesia, secara umum berkisar dari US$ 4-5 juta per MW.• Pengembangan panas bumi memiliki risiko tersendiri pada tahap eksplorasi, yaitu tahap yang dilakukan untuk

mengkonfirmasi keberadaan dan besar sumber daya panas bumi yang berada di bawah permukaan. Hal tersebut dilakukan melalui survei pendahuluan geologi, geofisika, dan geokimia, serta pengeboran.

4Penjelasan ini didasarkan pada Kajian Teknis dan Analisis Industri Panas Bumi yang disusun PT Rigsis

Indikator kualitatif PLTS PLTB PLT Bio PLTAPLTP/

Panas Bumi

Kemampuan sebagai baseload x x √ √ √

Tidak terpengaruh risiko harga bahan bakar √ √ x √ √

Emisi karbon rendah √ √ x √ √

Tidak berpengaruh signifikan terhadap perubahan lanskap x x √ x √

Memiliki biaya operasional (OPEX) yang relatif kompetitif √ √ √ √ √

Penjelasan (3)

Keunggulan panas bumi sebagai sumber energi alternatif yang berkelanjutan• Pembangkit energi panas bumi umumnya mampu menyediakan tipe pembangkitan

baseload, dikarenakan teknologi pembangkitannya secara umum tidak terpengaruh oleh cuaca dan tidak menunjukkan variasi terhadap musim.

• Dengan capacity factor umumnya berkisar antara 90 – 95%, karakteristik baseload dari energi panas bumi membedakannya dari beberapa teknologi pembangkit energi terbarukan lainnya yang bersifat intermittent dan memproduksi energi yang bervariasi. Kemampuan untuk menyediakan pembangkitan baseload inilah yang membuat pembangkit panas bumi ini memiliki potensi untuk menjadi alternatif bagi sumber energi bersih dan terbarukan yang khususnya dapat menjadi substitusi terhadap penggunaan batubara dalam bauran energi Indonesia.

• Tabel berikut menjelaskan keunggulan panas bumi dengan EBT lainnya.

Perbandingan estimasi level emisi berdasrakan sumber energi pembangkit listrik (Purba D. , Adityatama, Umam, & Muhammad, 2019)

Bab 1 | Panas Bumi sebagai Sumber Energi Berkelanjutan


5,63%

21,50%

60,48%

6,37%5,30%

0,72%

Pangsa Energi untuk Ketenagalistrikan 2018 (%)

BBMGasBatubaraAirPanas BumiEBT Lainnya

Bab 1 | Pengembangan Panas Bumi di Indonesia

Sumatera(10,465 MW)

Jawa(8,694 MW) Bali

(354 MW)Nusa Tenggara(1,397.5 MW)

Papua(75 MW)

Maluku(1,156 MW)

Sulawesi(3,083 MW)

Kalimantan(181 MW)

Sebaran Sumber Daya Panas Bumi di Indonesia (diadaptasi dari DJEBTKE, 2020)

30,00

25,36

4,00

4,50

3,65

12%, 3,6

8%, 2,0

48%, 1,9

30%, 1,3

28%, 1,0

0 5 10 15 20 25 30 35

Amerika

Indonesia

Filipina

Turki

NZ

Ribu MW

Sumber Daya & Rasio Kapasitas Terpasang Panas Bumi di Dunia

Kapasitas Terpasang (MW)

Sumber Daya (MW)

Profil Pembangkitan (GWh) DJ Ketenagalistrikan (2019)

”Indonesia memiliki sumber daya energi baru terbarukan (EBT) berupa panas bumi yang mencapai 25.3 GW. Akan tetapi pengembangan panas bumi di Indonesia masih sangat rendah. Rasio kapasitas terpasang PLTP baru mencapai 8% dari total sumber daya. Pun demikian, profil pembangkitan energi listrik di Indonesia masih

didominasi oleh batubara dan pembangkit berbasis fosil lainnya yang relatif tidak ramah lingkungan.”

Di sisi lain, Pemerintah Republik Indonesia telah mencanangkan komitmen pencapaian 23% EBT dalam bauran energi nasional 2025 melalui PP No. 79/2014 tentang Kebijakan Energi Nasional, serta penurunan emisi GRK

sebesar 29% pada tahun 2030 melalui UU No. 16/2016 tentang Ratifikasi Paris Agreement.

6 6Penjelasan ini didasarkan pada Kajian Teknis dan Analisis Industri Panas Bumi yang disusun PT Rigsis

1.949 1.949 2.130 2.130 2.130 2.130 2.130 2.130 2.130 2.130 2.130

182 151 298 753 998 1.413

4.172 4.217 4.362 4.417

2.281 2.428 2.883

3.128 3.543

6.302 6.347 6.492 6.547

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Kapasitas Terpasang dan Rencana Penambahan Kapasitas PLTP di Indonesia (MW)

Kapasitas Eksisting (MW)Realisasi Penambahan Kapasitas tahun 2019 (MW)Rencana Penambahan Kapasitas Kumulatif Tahunan RUPTL (MW)Rencana Total Kapasitas Terpasang (MW)

Penjelasan

• Komitmen pemanfaatan EBT telah dicanangkan Pemerintah sejalan dengan Peraturan Pemerintah (“PP”) No. 79/2014 tentang Kebijakan Energi Nasional (“KEN”) yang menargetkan 23% energi baruterbarukan (“EBT”) dalam bauran energi nasional pada tahun 2025. Dengan sumber daya panas bumi nasional mencapai 25.3 GW, panas bumi layak untuk terus dikembangkan oleh Pemerintah.• Hingga akhir tahun 2019, tercatat kapasitas terpasang pembangkit listrik tenaga panas bumi (“PLTP”) telah mencapai 2,130 MW (DJEBTKE, 2020) di mana terdapat penambahan sebesar 182 MW dari

akhir tahun 2018 seiring beroperasinya PLTP Sorik Marapi Unit-1 (42 MW), PLTP Lumut Balai (55 MW), dan PLTP Muara Laboh (85 MW) (DJEBTKE, 2020).• Guna terus mendongkrak pencapaian atas target tersebut, PT PLN (Persero) (“PT PLN”) dalam Rencana Umum Penyediaan Tenaga Listrik (“RUPTL”) 2019-2028, mulai tahun 2020 juga telah

merencanakan penambahan PLTP sebesar total 4,417 MW.• Dengan demikian kapasitas terpasang PLTP pada tahun 2028 direncanakan mencapai 6,547 MW. Gambar menunjukkan rencana penambahan kapasitas PLTP berdasarkan RUPTL 2019-2028.

Bab 1 | Rencana Pengembangan Panas Bumi di Indonesia sesuai RUPTL 2019-2028


Pembelian dan kepemilikanlahan

PerijinanBerbagai ijin diperlukan dalam aktivitas

Panas Bumi

Kebijakan Tarif & SubsidiKebijakan tarif & subsidi diperlukan untuk

mendapatkan economic of scale.

Keterbatasan InfrastrukturTerutama di are terpencil

Aspek Sosial & Lingkungan

Terutama dalam area konservasi & komunitas

lokal yang sensitif

Reliabilitas DataKetersediaan & kualitas dari data

Panas Bumi

Rekam JejakPengembang

Kapasitas keuangan & track record dalaminvestasi & operasi

Bab 1 | Risiko dalam Pengembangan Sektor Panas Bumi & Upaya Mitigasi

8

“Upaya mitigasi risiko panas bumi perlu dilakukan secara komprehensif, baik dari sisi upstream maupun downstream”

“Hingga saat ini telah teridentifikasi +/- 75 wilayah kerja panas bumi (WKP) di Indonesia. Akan tetapi, pengembangan panas bumi di Indonesia terkendala oleh berbagai macam tantangan dan risiko, di antaranya sebagai berikut.”

No. Jenis Risiko Penjelasan Alternatif Mitigasi

1Eksplorasi dan sumber daya

Proyek panas bumi banyak terletak di meskipun teknologi pengindraan jarak jauh terus berkembang,namun ketidakpastian sumber daya panas bumi akan tetap tinggi sampai sumur dibor dan diuji.

• Pemerintah bertindak sebagai pengembang (melakukan eksplorasi danpengembangan proyek dan operasi);

• Pembagian porsi biaya pengeboran atau cost sharing (dana publik dan ekuitasperusahaan/swasta);

• Asuransi untuk risiko sumber daya atau sumur kering (dry hole);• Insentif fiskal di fase awal proyek.• Pengembangan strategi eksplorasi yang tepat (mis. pengeboran dengan

slimhole alih-alih dengan standard hole atau big hole)

2Risiko kesalahan desain kapasitas pembangkit.

Ketidakpastian sumber daya pada fase awal eksplorasi memiliki risiko kesalahan desain dan pembeliankapasitas pembangkit (dapat terlalu kecil ataupun terlalu besar). Strategi pengembangan yang berjenjang (staged development).

3

Risiko finansial karena tingginya biaya di muka dan lead time yang panjang.

Seperti proyek energi terbarukan lainnya, proyek panas bumi membutuhkan komitmen yang besar padafase awal proyek dibanding pembangkit dari energi fosil. Ditambah lagi dengan perlunya pengeboran difase awal untuk membuktikan keberadaan sumber daya yang ekonomis untuk dieksploitasi.Serangkaian ketidakpastian tersebut berdampak pada risiko finansial khususnya pada fase-fase awal.

Penggunaan dana publik atau hibah dana pencegahan perubahan iklim untukmembiayai fase-fase awal proyek panas bumi.

4Risiko sosial dan lingkungan

Area prospek panas bumi di Indonesia umumnya terletak di Kawasan hutan lindung dan terdapatpenduduk di sekitarnya. Hal ini menyebabkan proyek panas bumi rawan penolakan baik dari masyarakatsekitar ataupun dari organisasi masyarakat

Pelaksanaan kaidah-kaidah ESMF (Environmental & Social ManagementFramework) yang menyeluruh dan sesuai dengan standar internasional

5 Market/demand Penyediaan listrik yang tidak sesuai dengan permintaan atau kemampuan di daerah/negara tersebutdapat berisiko menyebabkan proyek terancam tidak dapat menghasilkan keuntungan

Kajian kelayakan yang menyeluruh dan detail mengenai analisa suplai danpermintaan dan forecast mengenai permintaan di masa depan dapat menjadibasis untuk justifikasi pengembangan selanjutnya.

6 Risiko off-taker Meliputi risiko pembeli listrik (dalam kasus Indonesia adalah PT PLN) karena masalah dispatch, masalahdi transmisi, dan risiko apabila pembeli tidak dapat melakukan pembayaran yang disetujui tepat waktu

Risiko pembayaran dari off-taker dapat dimitigasi dengan adanya formatPerjanjian Jual Beli Listrik (PJBL) dan alokasi risiko yang adil, serta garansi baik dariPemerintah maupun institusi finansial internasional

7 Risiko regulasiRisiko regulasi merupakan istilah umum untuk segala risiko yang berasal dari kekuasaan Pemerintah yangdapat mempengaruhi kesuksesan proyek secara komersial (misal regulasi mengenai harga dan pajak,penggunaan sumber daya, prosedur pengadaan, lingkungan dan penggunaan lahan, dll)

Dibutuhkan political will dari Pemerintah untuk memberikan kejelasan dan jugakepastian regulasi sehingga dapat mendukung investasi serta pengembanganpanas bumi secara berkelanjutan

8Risiko rendahnya kapasitas institusional

Rendahnya kapasitas institusi Pemerintah yang merencanakan pengembangan sektor panas bumi dapatmenghalangi investor swasta untuk berinvestasi di panas bumi

Pentingnya peningkatan kapasitas institusi Pemerintah agar memiliki kredibilitasyang baik dan mampu menarik minat investasi



"Salah satu risiko terbesar pengembangan panas bumi terletak pada tahap eksplorasi”Biaya pengeboran 3 sumur eksplorasi diperkirakan berkisar pada USD 25-30 juta. Angka tersebut tidak terlalu besar jika dibandingan total CAPEX, namun tingkat keberhasilan eksplorasi relatif rendah. Berdasarkan GeothermEX (2010), success ratio pengeboran eksplorasi di Indonesia hanya 20-40%. Kesuksesan eksplorasi memainkan peran sebagai

game-changer dalam suatu investasi panas bumi, karenanya dibutuhkan suatu upaya untuk menurunkan risiko ini.

Upaya-upaya mitigasi risiko sumber daya dan eksplorasi panas bumi di beberapa negara (diadaptasi dari GeothermEx, 2010)

Survei regionalIdentifikasi

prospek

Eksplorasi permukaan

Pengeboran sumur eksplorasi oleh

Pemerintah

Demonstrasi proyek

IndonesiaJepangKenya

NikaraguaTurki

Amerika Serikat

IndonesiaChile

GuatemalaJepangKenya

NikaraguaRusiaTurki

Amerika Serikat

IndonesiaAustralia

ChileJerman

GuatemalaJepangKenyaRusiaTurki

Amerika Serikat

AustraliaJermanJepang

Amerika Serikat

Pengeboran sumur landaian suhu

Pengembangan lapangan untuk

BOT pembangkit

Penjualan/Privatisasi Fasilitas/AsetPemerintah

Pembiayaan Eksplorasi

IndonesiaJepangTurki

Kosta RikaGuatemala

Filipina

El SalvadorItalia

FilipinaSelandia Baru

Turki (TGDP)Amerika Latin

(GRMF)Afrika (GDF)



• Peran & tanggung jawab yang jelas pada data & informasi di survei Panas Bumi. Ini meliputi supervisidan peran pemantauan.

• Pengelolaan sebelum & sesudah aktivitas pengeboran• Capacity building

Dukungan Terhadap Institusi

• Perjanjian Jual Beli Listrik (PJBL)• Foreign exchange swap• Kontrak EPC, kontrak operation

& maintenance

Kontrak

• Subsidi suku bunga• Letter of credit• Loan dan credit guarantee• Securitization

Credit Enhancement

• Jaminan pemerintah• Asuransi risiko politik• Asuransi eksplorasi

(jika ada)

Asuransi

• Feed in tariff• Pengalokasian risiko eksplorasi ke Pemerintah

(melaui eksplorasi oleh Pemerintah)

Project Viability Support

Mitigasi Risiko yang Bisa Dilakukan Untuk Pengembangan Panas Bumi


11

Bab 2 – Referensi Teknis Pengeboran dalam Eksplorasi Panas Bumi

12

No Jenis Kegiatan Estimasi Biaya (juta US$)1 Survei geologi, geokimia, geofisika (termasuk penentuan lokasi wellpad) 7

2 AMDAL, SIPPA, IPPKH 0.13 Pembebasan lahan 1

4 Persiapan dan konstruksi wellpad beserta jalan akses (asumsi 6 km jalan) 5

5 Pengeboran 3 sumur dengan standard hole 21Total Biaya 34.1

Berdasarkan data dari DJEBTKE (2019), estimasi biaya eksplorasi panas bumi (termasuk perizinan, pembebasan lahan, dan pengeboran 3 sumur eksplorasi dengan tipe sumur standard hole berada di kisaran US$ 34 juta.

Dari Tabel di atas, dapat terlihat biaya pengeboran eksplorasi memiliki porsi yang paling besar dari keseluruhan biaya eksplorasi, namun demikian tidak ada jaminan bahwa biaya pengeboran yang sudah dikeluarkan akan selalu membawa hasil temuan cadangan sumber daya panas bumi yang ekonomis. Kombinasi dari biaya pengeboran yang tinggi dan ketidakpastian sumber daya inilah yang membuat investor harus berhati-hati dalam membuat keputusan investasi di tahap eksploitasi.

Tipe sumur panas bumi dapat diklasifikasikan menjadi 3 tipe berdasarkan dengan besar kecilnya ukuran lubang atau diameter sumur, yaitu big hole, standard hole, dan slimhole. Tipikal konfigurasi sumur-sumur berikut dapat dilihat pada Gambar berikut.

Perbedaan tipe sumur ini tidak hanya berbeda dalam ukuran diameter tetapi dapat juga membutuhkan jenis rig, material, dan ukuran area wellpad yang berbeda pula.

Bab 2| Referensi Metode Pengeboran dalam Eksplorasi Panas Bumi


Perbandingan Big Hole Standard Hole Slimhole

Kedalaman Sumur 1,500 – 3,000 m 1,500 – 3,000 m1,200 – 2,330 m

(2,330 m merupakan slimhole di Sarulla

Persiapan Pengeboran

Mungkin memerlukan watu yang lebih lama untukmenyiapkan akses jalan, area laydown danwellpad karena ukurannya yang lebih besar daririg kecil

Mungkin memerlukan watu yang lebih lama untukmenyiapkan akses jalan, area laydown danwellpad karena ukurannya yang lebih besar daririg kecil

Waktu persiapan lebih cepat dibandingkandengan Rig yang lebih besar karena ukurannyayang lebih kecil dan jumlah peralatannya lebihsedikit

Kebutuhan AirTergantung kepada besarnya lubang sumur,biadanya berkisar 60 – 95 liter/detik (di zonareservoir)

Tergantung kepada besarnya lubang sumur,biadanya berkisar 60 – 95 liter/detik (di zonareservoir)

Berkisar 5 – 30 liter/detik

Material Semen dan Pipa Selubung

Pipa Selubung yang dibutuhkan sekitar 200 tondan volume yang dibutuhkan sekitar kurang lebih84 m3

Pipa Selubung yang dibutuhkan sekitar 135 tondan volume yang dibutuhkan sekitar kurang lebih55 m3

Pipa Selubung yang dibutuhkan sekitar 80 ton danvolume yang dibutuhkan sekitar kurang lebih 26m3

Peralatan Logging Bisa menggunakan semua jenis peralatan logging Bisa menggunakan semua jenis peralatan loggingHanya menggunakan peralatan logging yangmemiliki diameter 35 mm atau 42-44 mm, untukCBL Probe menggunakan diameter 70 mm

Penentuan Litologi/BatuanMenggunakan serbuk bor untuk menentukanlitologi, alterasi mineral dan karakteristik fraktur.

Menngunakan serbuk bor untuk menentukanlitologi, alterasi mineral dan karakteristik fraktur.

Menggunakan core sample untuk menentukanlithologi, alterasi mineral, dan karakteristik fraktur

Pengeboran terarah (directional drilling)

Bisa menggunakan teknologi untuk membelokanarah sumur

Bisa menggunakan teknologi untuk membelokanarah sumur Biasanya hanya vertikal

Estimasi Waktu Pemboran30-45 hari (dari spud sampai rig selesai dengankedalaman 2000 m

30-45 hari (dari spud sampai rig selesai dengankedalaman 2000 m

60-120 hari (dari spud sampai rig selesai dengankedalaman 2000 m

Estimasi biaya total per meter (US$/m)

US$ 3,000 – 4,500/meter (termasuk biaya rig danpemboran)

US$ 2,000 – 4,000/meter (termasuk biaya rig danpemboran)

US$ 400 – 1,000/meter (termasuk biaya rig danpemboran)

Bab 2| Referensi Metode Pengeboran dalam Eksplorasi Panas Bumi


Bab 2 | Perbedaan Slimhole dan Standard Hole dalam Pengeboran Eksplorasi


Purba et al (2019), Key Considerations in Developing Strategy for Geothermal Exploration Drilling Project in Indonesia. PROCEEDINGS, 44th Workshop on Geothermal Reservoir Engineering Stanford University, Stanford, California, February 11-13, 2019

Persiapan Infrastruktur Pendukung• Penentuan Lokasi Wellpad, Basecamp

dan Akses Jalan• Perencanaan dan Konstruksi Wellpad• Perencanaan dan Konstruksi Basecamp• Perencanaan dan Konstruksi Akses

Jalan• Inspeksi Bersama Seluruh Pihak Terkait

Mobilisasi Drilling Rig dan Peralatan Penunjang• Casing• Wellhead• Rig Inspect• Electric wireline logging• Directional Drilling • Fishing Milling• Cementing• Drilling fluid• Well test• H2S Service• Mud Logging• Drilling bit• Waste management• Water pump for water supply• Fuel• Coring Service

Proses Pengeboran dan Pengujian Sumur• Analisa Cutting/Serbuk Bor• Methylene Blue Test (MBT)• Conventional Coring• Sidewall Core• Wireline Logging• Mud Logging Unit• Completion Testing• Heat-up Measurement• Flow Testing/Production Testing

Bab 2 | Tahapan Pengeboran Eksplorasi

Pekerjaan Tahun Implementasi (Indikatif)1 2 3 4 5 6 7 Lifetime

Preliminary SurveyExplorationTest Drillings

SlimholeFull Size WellsWell Testing & StimulationInterference TestFirst Reservoir Simulation

Project Review & PlanningField DevelopmentConstructionStart-up & CommissioningOperation & Maintenance

”Kegiatan Eksplorasi Panas Bumi (hingga proyek siap untuk dikembangkan) umumnya berlangsung selama 4-6 tahun tergantung dengan eksplorasi yang

ditargetkan serta keadaan di lapangan”


Indikasi temperatur dari data 3G

Apakah data memiliki tingkat kepercayaan yang

tinggi terhadap temperatur T>220°C?

Apakah data mengindikasikan

kemungkinan tinggi terdapat permeabilitas?

Slimhole

Apakah sebaran data temperatur tinggi dan permeabilitas merata di luasan area

konsesi?

Lubang standar

Kombinasi

Apakah data tidak langsung

mengindikasikan keberadaan sumber daya bertemperatur

tinggi?

Slimhole

Lakukan survei 3G Ulang dengan lebih detil, atau terminasikan proyek jika

terbukti tidak ekonomis

Ya. Keyakinan tinggi.(data langsung & tidak langsung

mengindikasikan T>220°C)

Ya

Tidak

Tidak.Tidak ada data langsung

Yang menyatakan T>220°CYa

Tidak. Hasil 3G tidak mengindikasikan temperatur T>220°C

Ya

Tidak

Aspek Kunci KesuksesanPengeboran Eksplorasi

• Pemilihan lokasi wellpad• Pemilihan ukuran sumur• Ketersediaan infrastruktur• Bahaya geoteknik• Akuisisi Lahan• Sumber air• Jarak menuju fasilitas umum

pendukung• Kemampuan produksi alamiah

sumur• Ketersediaan rig• Pengalaman awak rig dan

sertifikasi• Penerimaan sosial/masyarakat

Bab 2 | Aspek Kunci Kesuksesan Pengeboran Eksplorasi


Purba et al (2019), Key Considerations in Developing Strategy for Geothermal Exploration Drilling Project in Indonesia. PROCEEDINGS, 44th Workshop on Geothermal Reservoir Engineering Stanford University, Stanford, California, February 11-13, 2019

Tahap Success Rate RemarksEksplorasi ~35-50% Diasumsikan 5 sumur pertama yang dibor di lapangan tersebut.Delineasi - Data yang didapat oleh IFC tidak menyebutkan dengan jelas sumur mana yang digunakan untuk sumur delineasi.Development ~60-70%Operation (sumur make-up) ~80%

Mendefinisikan “kesuksesan” pengeboran merupakan hal yang tidak sederhana. Sebagai contoh, sumur dengan kapasitas produksi 2-3 MW dapat dianggap sukses jika sumur tersebutmerupakan sumur yang relative dangkal dengan biaya rendah; namun apabila sumur tersebut merupakan sumur yang sangat dalam dan memakan biaya pengeboran yang tinggi, tentunyasumur tersebut tidak dapat dianggap sukses (IFC, 2013). Oleh karena itu, IFC memberikan parameter-parameter utama dari kesuksesan sumur yang relevan dalam fase eksplorasi sebagaiberikut:

• Tidak memiliki masalah mekanis selama pengeboran; seperti casing collapse, casing leak, atau lubang terisi oleh reruntuhan cutting;• Memiliki suhu yang cukup untuk dapat dieksploitasi secara komersial;• Memiliki tekanan statik yang cukup untuk membuat sumur tersebut dapat naturally discharge;• Menemukan reservoir yang memiliki Productivity Index (PI) yang cukup tinggi sesuai kriteria tim geosains ataupun reservoir engineer;• Memiliki fluida yang relative tidak berbahaya (tidak korosif, rendah H2S, maupun tidak terlalu rentan terhadap permasalahan scaling).

Keberhasilan sumur juga bergantung pada fungsi sumur tersebut; misal akan digunakan untuk produksi ataupun injeksi. Dan karena beberapa parameter seperti suhu, tekanan, dan PI tidakmemiliki nilai yang sama untuk tiap lapangan, diperlukan kesepakatan oleh tim geosains maupun reservoir mengenai nilai parameter tersebut sebelum dilakukannya pengeboran eksplorasi.Oleh karena itu, IFC merekomendasikan bahwa tingkat kesuksesan pengeboran idealnya direpresentasikan dalam bentuk ROI (Return of Investment) dari tiap sumur. Namun karena datatersebut belum tentu tersedia, maka IFC menentukan definisi sukses berdasarkan kapasitas produksi/injeksinya.

Tingkat Keberhasilan Pengeboran Sumur Panas BumiStudi IFC pada 2013 menyimpulkan tingkat kesuksesan pengeboran sumur panas bumi sebagaimana Tabel berikut.

Bab 2 | Definisi Kesuksesan Pengeboran dan Tingkat Keberhasilan (Success Rate)

Sementara itu, berdasarkan GeothermEX (2010), secara umum, success ratio pengeboran eksplorasi di Indonesia hanya 20-40%. Namun ada efek learning curve yang tampak padaproses pengeboran panas bumi yang berpotensi dapat membantu mengidentifikasi dan memitigasi risiko sumber daya pada proyek pengembangan energi panas bumi. Tingkatkesuksesan pada pengeboran memang berfluktuasi, namun meningkat secara konstan seiring dengan bertambahnya jumlah sumur yang dibor, sampai ketika mencapai rata-ratakesuksesan pengeboran di 62%. Setelah itu teramati bahwa fenomena learning curve melandai dan akhirnya menjadi relatif datar.


Bab 3 – Pengembangan Dana PISP melalui Dukungan Dana Internasional dan Climate Fund (GEUDP dan GREM)

19

GREMGeothermal Resource Risk

Mitigation

Public WindowBUMN/Anak Usaha

50% De-risking Dana PISP

50% Blended LoanIBRD/GCF/CTF

Private WindowSwasta

50% Blended LoanIBRD/GCF/CTF

50% Financial Instrument Reimbursable Grant

GCF/CTF

Bab 3 | Geothermal Resource Risk Mitigation (GREM)

Geothermal Resource Risk Mitigation (“GREM”) dikembangkan oleh Bank Dunia dan Pemerintah Indonesia melalui Perseroan PT Sarana Multi Infrastruktur. GREM merupakan fasilitas pembiayaan eksplorasi panas bumi bagi pengembang BUMN maupun swasta

yang menawarkan skema de-risking atas risiko sumber daya.

20

GREMUS$ 655

Resource Risk Mitigation ProgramUS$ 645

PPLNUS$ 372.5

CTFUS$ 40

GCFUS$ 7.5

IBRD US$ 325

Reimbursable Grant

US$ 122.5

GCF US$ 90

CTFUS$ 32.5

PISPUS$ 150

Hibah Technical AssistanceUSD 10

GIFUS$ 2.5

(reimbursable)

CTFUS$ 2.5

ESMAPUS$ 2.5

GCFUS$ 2.5

Bab 3 | Sumber Dana Geothermal Resource Risk Mitigation (GREM)

•T1: US$ 150; •T2: US$ 175

21

Merupakan pembiayaan berjenis Corporate Finance (dan/atau

pembiayaan yang digaransi penuh oleh Sponsor) untuk mendukung

eksplorasi panas bumi dengan fitur mitigasi risiko

GREM dipertimbangkan sebagai equity-bridge financing di mana

debitur/pengembang diekspektasikan telah memiliki dana ekuitas yang

cukup

Fitur utama berupa alokasi risiko sumber daya dalam eksplorasi panas bumi di mana debitur/pengembang

dimungkinkan mendapatkan penurunan pengembalian kewajiban

GREM membutuhkan suatu model finansial dan teknis yang

dikembangkan untuk membangun model de-risking risiko sumber daya

Pelaksanaan GREM mencakup procurement bagi BUMN harus

mengikuti tata kelola Bank Dunia, ESMF baik BUMN maupun swasta

harus mengikuti standar Bank Dunia

Bab 3 | Fitur Utama Geothermal Resource Risk Mitigation (GREM)

22

Surface Studies

•Literature

•Airborne

•Hydrologic

•Geochemical

•Geophysical

•Geology

•Well targeting

Exploration Drilling

•Site prep.

•Temp. gradient (TG) drilling

•Stratigraphic or slim hole drilling

•Exploration drilling

•Delineation

Well-Testing

•Testing while drilling

•Completion testing

•Downhole wireline survey

•Electrical logging

•Heat-up survey

Development

•Production drilling

EPC

•Steam Above-Ground System

•EPC

•Construction

O&M

•Interconnection

•O&M

Stage

Activities

Eligible funded activities GREM Public Window: 3G Survey funded retroactively(max. 12 monts before signing of facility agreement)

Eligible funded activitiesGREM Private Window

Bab 3 | Cakupan Pembiayaan Geothermal Resource Risk Mitigation (GREM)

23

Pengembangan Proyek Panas Bumi oleh Swasta/BUMN (Proyek pra-regulasi BPP/pra-2017)

TenderPenerbitanIPB (Izin Panas BumI)

PPAPower Purchase Agreement PLN

Kegiatan Eksplorasi dan Konfirmasi Sumber Daya

1

PPA Adjustment

Pengembangan Proyek Panas Bumi (Proyek pasca-regulasi BPP/pasca 2017/PP 7/2017)

Penugasan BUMN atauTender Swasta/BUMN

PenerbitanIPB (Izin Panas Bumi)

HOAHead of

Agreement PLN

2

PPA

Draft HOA as part of bid-doc.

GREM

Kegiatan Eksplorasi dan Konfirmasi Sumber Daya

GREM

12 bulan 6 bulan 36 - 48 bulan 6 bulan

12 bulan 6 bulan 36 - 48 bulan 6 bulan

Prescreening

Prescreening

Bab 3 | GREM dalam Tatanan Waktu Pengembangan Proyek Panas Bumi di Indonesa

24

Key Features Public Window Private Window

Aplikasi DJPPR, Kementerian Keuangan PT Sarana Multi Infrastruktur

Procurement Pedoman dan ketentuan Bank Dunia

Tidak diatur (N/A)

ESMF* (safeguards) Mengikuti pedoman dan ketentuan Bank Dunia

Izin Panas Bumi Memiliki izin panas bumi (IPB) yang valid

Pengalaman dalam panasbumi

Pengalaman dalam pengembangan panas bumi setidaknya selama 3 (tiga) tahun (berlaku untuk Sponsor)

Laporan Keuangan Memiliki laporan keuangan teraudit dalam 2 tahun terakhir

Porsi Ekuitas

• Menyertakan ekuitas setidaknya 25% total biaya proyek• Menyatakan persetujuannya untuk mengembangkan infrastruktur

pendukung, akses jalan, well-pad, dsb sebagai sarana penunjang kegiataneksplorasi

Lainnya Tidak sedang terkena sanksi Bank Dunia, terlibat dalam pencucian uang, dan pendanaan terorisme

Terdapat 3 (tiga) kategori proyek yang dapatdibiayai GREM:

Proyek yang telah mendapatkan IPB dan telahmenandatangani PPA dengan PLN

Kategori – 1

Proyek yang telah mendapatkan IPB melalui lelang oleh Kementerian ESDM

Kategori – 2

Proyek yang berdasarkan penugasan kepada BUMN atau BUMN yang mencari partner untukpengembangan panas bumi

Kategori – 3

Proyek sedang berada pada tahap eksplorasiatau delineasi (dengan ketentuan pada tahapdelineasi tidak ada fitur de-risking)

*The full arrangement of Safeguards Management is described in detail in separate Environmental and Social Management Framework (ESMF) document (prepared in May 2019 and is available in PT SMI website: https://www.ptsmi.co.id/wp-content/uploads/2019/06/ESMF-Geothermal-Resource-Risk-Mitigation-Project-GREM.pdf).

Tata Cara Pengajuan Fasilitas GREM

Bab 3 | Tata Cara Pengajuan Fasilitas GREM

25

https://www.ptsmi.co.id/wp-content/uploads/2019/03/FINAL-Draft-ESMF-Geothermal-Resource-Risk-Mitigation-Project.pdf).

Bab 4 – GREM Public Window

26

SLA

O

Kementerian Keuangan

PT Sarana Multi Infrastruktur

SOE/Subsidiary/JV SOE(e.g. GDE, Pertamina, PLN)

Pembiayaan Loan50%Total Fasilitas

Max. 37.5% Total Biaya Proyek

(jika 75:25)

Dana PISP50%Total Fasilitas


(jika 75:25)

On-lending

Perjanjian Pinjaman

Dana PISP“PMN”

Fasilitas Maks.US$ 30 juta

Penugasan

Basic Terms

Skema Corporate Finance (dan/atau fully guaranteed facility)

Debitur PLN, PGE, GDE, PLN JV (partnership program)

Fasilitas Maks US$ 30 juta

Gearing 75:25, Pengembang harus membuktikan porsi ekuitasnya

Tenor 4 – 6 tahun (bullet payment)

Mekanisme De-risking

Berdasarkan PMK 62/2017, PISP dapat digunakan sebagai de-risking dengan ketentuan maks. 50% biaya penugasan khusus, mengacu pada pre-agreed model

Struktur lainnya yang dimungkinkan

100% fasilitas pembiayaan berupa loan dengan PISP digunakan sebagai stand-by guarantee meliputi maks. 50% partial loss dari biaya penugasan khusus

Lainnya • Procurement dan ESMF untuk BUMN harus mengikuti standar Bank Dunia

Bab 4 | Geothermal Resource Risk Mitigation (GREM) – Public Window

27

Appraisal by PT SMI

Submission of application

Receipt of Financing Offering Letter (FOL) by Borrower

Signing of Financing

Agreement (FA)

Project Implementation Phase

Delineation Financing(optional)

1. Disbursement

Disbursements

Disbursements

6 -9 Months 1 Month

Bullet Repayment

Loan

Prep. of FA

Signing of FOL by Borrower

Bullet Repayment of Loan

Y6Y5Y3Y2Y1 Y4

MOF Approval

Bab 4 | Geothermal Resource Risk Mitigation (GREM) – Public Window

Timeline indikatif dalam pelaksanaan GREM Public Window adalah sebagai berikut

28

Bab 5 – GREM Private Window

29

PPLN/Loan(Tranche A)

Reimbursable Grant (Tranche B)

PT Sarana Multi Infrastruktur

Kementerian Keuangan

Tranche A – Loan Tranche B – Financial Instrument

Debitur

On-lending

Loan Agreement

SLAPerjanjian Hibah

Pembiayaan Loan50%Total Fasilitas


(jika 75:25)

Financial Instrument50%Total Fasilitas


(jika 75:25)

Basic Terms

Skema • Corporate Finance• Fully Guaranteed by Sponsor for SPV (IPB Holder)

Debitur Pengembang swasta

Fasilitas Maks US$ 30 juta

Gearing Maks 75:25, di mana Pengembang wajib membuktikan porsi ekuitasnya

Tenor• Loan 4 tahun (bullet payment)• Financial Instrument sebagai De-risking berbentuk Surat Utang dengan tenor mak.s 6

tahun dengan value (FMV) yang dapat fluktuatif sesuai hasil eksplorasi

Fitur FI (Tr. B)

FI diterbitkan oleh Pengembang kepada PT SMI yang, senilai 50% dari jumlah pembiayaan yang diberikan kepada Pengembang. • Call option: Hak Pengembang untuk membeli (buy back) atas FI yang diterbitkan.• Put option: Hak PT SMI menjual FI kepada Pengembang setelah tahun ke 4.

Jumlah/nilai fasilitas yang harus dikembalikan atas porsi financial instrumentbergantung kepada valuasi perusahaan setelah proses eksplorasi selesai, yang ditentukan berdasarkan pre-agreed model yang disepakati.

Security atau Agunan

• Sponsor Guarantee dan/atau SBLC (unconditional & irevocable) termasuk dari Sponsor offshore

• Aset yang dibiayai, gadai saham atas SPV• Aset lain yang dapat diterima kreditur

Mekanisme De-risking

De-risking atas hasil eksplorasi meliputi risiko sumber daya dalam bentuk valuasi Surat Utang FI sebagai berikut:• Eksplorasi sukses: nilai FI sebesar 130-150% Face Value• Eksplorasi tidak sukses: Nilai FI dihitung berdasarkan Developer Fair Market Value

mengacu pada pre-agreed model• Default/non-payment: Sesuai OM, PT SMI diharuskan melelang gadai saham pada

SPV pemilik IPB. Atas hasil lelang, PT SMI menerima forgiveness atas peleapasan kewajiban pengembalian FI kepada Bank Dunia

Lainnya • Aturan ESMF/safeguards mengacu pada Bank Dunia

Bab 5 | Geothermal Resource Risk Mitigation (GREM) – Private Window

30

Financial Instrument – Mekanisme De-risking

Pengembalian atas Financial

Instrument

Debitur Default/Non-Payment

Eksplorasi Berhasil

Eksplorasi Berhasil Sebagian

• Full pay-back dengan premium.• Pengembang membayar sebesar = 130 -150% dari nilai muka

(atau sekitar 7% per tahun).

• Pembayaran sebagian menggunakan financial model untuk menghitung Fair Market Value (FMV) atas Project Company akan disepakati di awal.

• Memerlukan informasi variabel harga.

• Setelah eksplorasi, parameter aktual terkait temuan uap panas bumi akan di-update di model untuk mendapatkan angka FMV.

• Pembayaran akan dilakukan berdasarkan nilai FMV.

• Tidak ada pembayaran FI untuk eksplorasi yang gagal.

• SMI harus mencoba untuk mengeksekusi menjual asset perusahaan sebanyak 2 kali untuk merecover residual value perusahaan.

Pinjaman biasa (50% dari total Fasilitas GREM) akan tetap dibayarakan pengembang swasta ke PT SMI tanpa mempertimbangkanhasil eksplorasi. Apabila eksplorasi berhasil maka akan membayar premium tertentu

Bab 5 | Skema Pembiayaan Geothermal Resource Risk Mitigation (GREM) – Private Window

31

32

Appraisal by PT SMI

Submission of application

Receipt of Financing Offering Letter (FOL) by

Borrower

Signing of Financing

Agreement (FA)

Project Implementation Phase

Delineation Financing(optional)

1. Disbursement

Disbursements

Disbursements

6 -9 Months 1 Month

Bullet RepaymentDelineation

Loan

Prep. of FA

Signing of FOL by Borrower

Bullet Repayment of

Loan

Repayment of Financial

Instrument

Latest Repayment

FA

Y6Y5Y3Y2Y1 Y4

Timeline indikatif dalam pelaksanaan GREM Private Window adalah sebagai berikut

Bab 5 | Geothermal Resource Risk Mitigation (GREM) – Private Window

PT Sarana Multi Infrastruktur (Persero)Sahid Sudirman Center, Lantai 47-48Jl. Jenderal Sudirman No. 86Jakarta 10220, IndonesiaTel: (62-21) 8082 5288 (hunting)Fax: (62-21) 8082 5258Website : www.ptsmi.co.idEmail : [email protected]

@ptsmi ptsmi_idPT Sarana Multi Infrastruktur(Persero)

Indonesia Infrastructure Librarywww.infralib.ptsmi.co.id

33

http://www.ptsmi.co.id/

http://ptsmi.co.id

september 2020 geothermal resource risk mitigation (“grem”) · •well test •h 2s service...

Documents