studi pembangunan pltu tanah grogot 2x7 mw di … · saat ini konsumsi energi listrik di kalimantan...
TRANSCRIPT
STUDI PEMBANGUNAN PLTU
TANAH GROGOT 2X7 MW DI
KABUPATEN PASER KALIMANTAN
TIMUR DAN PENGARUH
TERHADAP TARIF LISTRIK
REGIONAL KALIMANTAN TIMUR
Puguh Dwi Prasetyo
NRP 2203109045
Dosen Pembimbing
Ir.H.Syariffuddin Mahmudsyah, M.Eng
Ir.Teguh Yuwono
JURUSAN TEKNIK ELEKTRO
Fakultas Teknologi Industri
Institut Teknologi Sepuluh Nopember
Surabaya 2010
Seminar Tugas Akhir
Jurusan Teknik Elektro - FTI, Institut
Teknologi Sepuluh Nopember
Kampus ITS, Keputih - Sukolilo, Surabaya
- 60111
ada 5 PembangkikTotal di Kaltim = 248 MW
ada 16 Pembangkit
cerobong
Prinsip Kerja dari PLTU :
Batubara yang dimasukkan kedalam ruang pembakaran (ketel) akan
menghasilkan panas yang tinggi yang menyebabkan pipa-pipa yang
berisi air tersebut menjadi uap panas yang bertekanan, yang kemudian
mengalir ke ruang turbin dan kemudian memutar sudu-sudu turbin
dari gerak translasi menjadi gerak rotasi, karena poros turbin dan
generator di kopel, maka generator akan berputar pula untuk
menghasilkan Listrik yang kemudian dikirim ketransformer untuk
dinaikkan tegangannya yang kemudian dikirim kejala-jala.
Latar Belakang
Peningkatan penggunaan energi tak terbarukan akhir-akhir ini
menyebabkan cadangan energi yang ada menipis dengan pesat. Hal ini
diperparah dengan pemakaian potensi energi minyak bumi yang
cenderung boros dalam penggunaannya.
Saat ini konsumsi energi listrik di Kalimantan Timur sebagian besar
bergantung pada Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD) dan
Pembangkit listrik Tenaga Gas Uap (PLTGU). Mesin pembangkit yang
tua sangat boros BBM menyebabkan PLN Wilayah Kalimantan Timur
mengalami krisis kelistrikan yang mengakibatkan terjadinya pemadaman.
Permasalahan
Dari uraian tersebut, permasalahan yang timbul sebagai berikut:
1. Bagaimana kondisi eksisting ketenaga listrikan di Kalimantan
Timur?
2. Berapa banyak kebutuhan batubara yang dikonsumsi untuk
bahan bakar PLTU Tanah Grogot?
3. Bagaimana peranan pembangunan PLTU Tanah Grogot 2x7
MW dalam mensuplai kebutuhan listrik di Kalimantan Timur?
4. Bagaimana analisa teknis dan ekonomi pembangunan PLTU
Tanah Grogot 2x7 MW?
5. Bagaimana dampak lingkungan dari pembangunan PLTU
Tanah Grogot 2x7 MW?
6. Apakah PLTU Tanah Grogot 2x7 MW layak dibangun
(investasi)?
Batasan Masalah
1. Peramalan kebutuhan listrik akan dikembangkan secara jangka
panjang berdasarkan kebutuhan daya yang semakin
meningkat.
2. Daerah yang dibahas dibatasi hanya PLN Wilayah Kalimantan
Timur.
3. Dari sisi teknis hanya menjelaskan mengenai prinsip kerja
PLTU, serta faktor-faktor yang mempengaruhinya. Dan sedikit
membahas mengenai dampak lingkungan akibat proses
pembakaran batubara.
Tujuan
Tujuan dari penulisan ini adalah mempelajari dan
menganalisa pembangunan PLTU Tanah Grogot
2x7 MW di Kalimantan Timur dalam usaha
pemenuhan kebutuhan tenaga listrik di Kalimantan
Timur khususnya dan di Indonesia umumnya
dengan mempertimbangkan Pengaruh Terhadap
Tarif Listrik Regional Kalimantan Timur.
Kondisi Kelistrikan di Kalimantan Timur
Krisis listrik di Kalimantan Timur antara percaya dan tidak. Percaya
karena memang kenyataannya kita krisis listrik, suplai dan demand tidak
seimbang, pemadaman listrik silih berganti masih saja bahkan sudah
empat tahun berlangsung, permintaan pemasangan baru daya listrik
maupun perubahan daya bagi pelanggan sulit terpenuhi. Tidak percaya
adanya krisis listrik, memang ya karena sesungguhnya Kalimantan Timur
dikenal oleh anak negeri merupakan Propinsi terkaya akan hasil
hutannya, bahkan gas dan terutama batubara harus menyandang gelar
Propinsi miskin energi listrik.
Analisa Kebutuhan Batubara
PLTU Tanah Grogot memiliki kapasitas 14 MW dengan faktor kapasitas
sebesar 0.85, menggunakan bahan bakar batubara Lignit yang berkalori
4.500 Kcal/kg, maka dari data pembanding dapat dihitung pemakaian
batubara sebagai bahan bakar PLTU Tanah Grogot :
No Perhitungan PLTU Batubara
1 Energi listrik per tahun (KWh/tahun) 89.352.000
2 Kebutuhan energi kalor (Kcal/tahun) 3.533.930.000
3 Kebutuhan bahan bakar per tahun (kg) 75.190.000
4 Kebutuhan bahan bakar 25 tahun (kg) 1.879.750.000
5Prosentase pemakaian bahan bakar dari
cadangan bahan bakar yang tersedia (%) 0.080
Proyeksi Kebutuhan Energi dan Pelanggan Listrik dengan
Metode Regresi
Data input perhitungan beban mendatang dengan Metode Regresi adalah:
• Pertumbuhan jumlah pelanggan rumah tangga ( X1 )
• Pertumbuhan jumlah pelanggan bidang bisnis ( X2 )
• Pertumbuhan jumlah pelanggan bidang industri ( X3 )
• Pertumbuhan jumlah pelanggan Publik ( X4 )
• Pertumbuhan jumlah pelanggan Sosial (X5)
• Pertumbuhan jumlah penduduk ( X6 )
• Peningkatan PDRB suatu wilayah ( X7 )
Tahun
Energi
terjual
RT
(Ribu)Bisnis Industri Publik Sosial Penduduk PDRB
Y X1 X2 X3 X4 X5 X6 X7
1998 483,64 270,66 15,00 204 2,47 4,47 2.401,10 45,19
1999 551,76 311,64 16,60 210 2,61 5,05 2.470,40 64,49
2000 703,34 321,89 18,20 216 2,74 5,62 2.539,70 83,79
2001 890,05 332,14 19,81 222 2,88 6,20 2.609.00 103,09
2002 979,51 342,38 21,41 228 3,01 6,78 2.678.30 122,39
2003 1.066.46 360,50 23,42 229 3,18 7,32 2.747,60 141,69
2004 1.218,28 378,43 24,33 231 3,44 7,66 2.816,90 160,99
2005 1.295,33 396,04 25,38 234 3,57 8,12 2.886,20 180,28
2006 1.336,54 401,69 25,58 242 3,81 8,57 2.955,50 199,58
2007 1.629,80 407,33 25,79 250 4,05 9,03 3.024,80 212,09
2008 2.053,30 412,97 25,99 258 4,29 9,49 3.055,35 224,60
Parameter Analisa Regresi Berganda
0 = 3,8634
1 = 0,0235
2 = -0,0366
3 = 0,0009
4 = -0,0403
5 = 0,1564
6 = 0,0024
7 = 0,0215
T 1 T
k =(X X) X Y
Cara Perhitungan Dengan Regresi
Tahun
Energi
TerjualRT (Ribu) Bisnis Industri Publik Sosial Penduduk PDRB
Y X1 X2 X3 X4 X5 X6 X7
2009 1.582,74 418,62 27,38 258 4,37 9,95 3.124,65 243,23
2010 1.673,07 424,26 28,09 263 4,55 10,40 3.182,33 259,13
2011 1.764,41 429,90 28,79 267 4,73 10,86 3.240,00 275,03
2012 1.853,75 435,55 29,50 272 4,91 11,31 3.297,68 290,94
2013 1.944,09 441,19 30,21 277 5,09 11,77 3.355,35 306,84
2014 2.034,43 446,83 30,91 282 5,27 12,22 3.413,03 322,75
2015 2.124,43 452,47 31,62 287 5,45 12,68 3.470,70 338,65
2016 2.124,77 458,12 32,32 291 5,63 13,14 3.528,38 354,55
2017 2.305,45 463,76 33,03 296 5,82 13,59 3.586,05 370,46
2018 2.395,78 469,40 33,73 301 6,00 14,05 3.643,73 386,36
2019 2.486,12 475,05 34,44 306 6,18 14,50 3.701,40 402,27
2020 2.576,46 480,69 35,14 311 6,36 14,96 3.759.08 418,17
Proyeksi Energi Terjual (GWh), Jumlah Pelanggan per
Sektor, Jumlah Penduduk (Ribu), dan PDRB (Trilyun)
Kalimantan Timur
Proyeksi Kebutuhan Energi dan Pelanggan
Listrik dengan Metode DKL 3.0
1. Sektor Rumah Tangga
2. Sektor Komersil
3. Sektor Publik
4. Sektor Industri
Proyeksi Konsumsi Energi Listrik per Kelompok
Pelanggan (GWh) Kalimantan Timur
Tahun RT Komersil Publik Industri Total
t Pel.Rt Pel.K Pel.Pt Pel.Pt Pel.Tt
2008 819,61 352,48 45,59 189,18 1.428,84
2009 831,16 374,47 49,59 218,58 1.497,40
2010 842,86 397,83 54,47 252,54 1.572,52
2011 854,71 422,65 59,53 291,79 1.655,05
2012 866,72 449,02 65,07 337,14 1.745,96
2013 878,87 506,79 71,13 389,54 1.846,32
2014 891,19 538,40 77,74 450,08 1.957,41
2015 903,66 571,99 84,98 520,02 2.080,65
2016 916,29 607,67 92,88 600,84 2.217,69
2017 929,09 645,58 10,.52 694,22 2.370,41
2018 942,05 685,85 110,97 802,11 2.540,97
2019 955,17 728,64 121,29 926,76 2.731,86
2020 968,46 774,10 132,57 1.070,79 2.945,92
Aspek Ekonomi
Biaya Pokok
Pembangkitan
(BP)
Biaya
Pembangkitan
Energi
Biaya Investasi
Biaya Tak Tetap
- Biaya Bahan Bakar
- Biaya Perawatan dan Operasional
Biaya Tetap
- Biaya Bahan Bakar
- Biaya Perawatan & Operasional (O&M)
- Pajak dan Asuransi
Biaya Financial
Biaya Aktif
Biaya Tambahan
Biaya Dasar
- Biaya kepemilikan
- Biaya suku cadang
- Biaya tak terduga
Biaya Langsung
Biaya Tak Langsung
- Tanah dan hak tanah
- Sarana dan fasilitas
- Peralatan pembangkit
- Peralatan-peralatan listrik
- Fasilitas pembantu
- Manajemen konstruksi
- Jasa engineering lapangan
- Kenaikan harga
- Bunga selama masa konstruksi
- Kenaikan tingkat suku bunga
Aspek Ekonomi
Net Present Value (NPV)
Metode Net Present Value (NPV) ini menghitung jumlah nilai sekarang
dengan menggunakan Discount Rate tertentu dan kemudian
membandingkannya dengan investasi awal (Initial Invesment).
Selisihnya disebut NPV. Apabila NPV tersebut positif, maka usulan
investasi tersebut diterima, dan apabila negatif ditolak.
Return On Investment (ROI)
Return On Investment adalah kemampuan pembangkit untuk
mengembalikan dana investasi dalam menghasilan tingkat keuntungan
yang digunakan untuk menutup investasi yang dikeluarkan
Benefit Cost Ratio (BCR)
Benefit-Cost Ratio adalah rasio perbandingan antara pemasukan total
sepanjang waktu operasi pembangkit dengan biaya investasi awal.
Payback Period (PP)
Payback Periode adalah lama waktu yang dibutuhkan agar nilai
investasi yang diinvestasikan dapat kembali dengan utuh.
Aspek Ekonomi
Perhitungan Biaya Modal
Dalam perhitungan biaya modal (Capital Cost), tergantung pada tingkat
suku bunga (discount rate) dan umur ekonomis :
Suku Bunga i=6% dan Umur Pembangkit (Life Time) n= 25 Tahun
078.01)06,01(
)06,01(06,025
25
CRF
Suku Bunga i=9% dan Umur Pembangkit (Life Time) n= 25 Tahun
10.01)09,01(
)09,01(09,025
25
CRF
Biaya Pembangkitan Total
TC = CC + FC + OM
Untuk suku bunga i = 6 % maka:
TC = 0.10cent / KWh + 3.77 cent /KWh + 0.58 cent / KWh
=4.45 cent / KWh
= 0.445 US$/KWh
= 445 Rp/KWh
Untuk suku bunga i = 9 % maka :
TC = 1.13 cent / KWh + 3.77 cent / KWh + 0.58 cent / KWh
=4.48 cent / KWh
= 0.0448 US$/KWh
= 448 Rp/KWh
Aspek Kelayakan Investasi
kWhoutput = Daya Terpasang x Faktor Kapasitas x 8760
= 14 MW x 1000 x 0,85 x 8760 .
= 89.352.000 kWh/tahun
Untuk suku bunga i = 6 %
KP = BPP – BP
= Rp 1965 – Rp.445
= Rp. 1520/kWh
CIF = KP x kWhoutput
= Rp. 1520/kWh x 89.352.000
= Rp. 1358,2 milyar/tahun
Untuk suku bunga i = 9 %
KP = PP – BP
= Rp.1965 – Rp.448
= Rp. 1517/kWh
CIF = KP x kWhoutput
= Rp. 1517/kWh x 89.352.000
= Rp. 1355,6 milyar/tahun
Tahun
Suku Bunga 6% Suku Bunga 9%
TC=0,0445 TC=0,0448
CIF COF NPV CIF COF NPV
25 135,8 -12 1723,98 135,5 -12 1720,14
Net Present Value
Metode ini menggunakan pertimbangan bahwa nilai uang sekarang lebih tinggi
bila dibandingkan dengan nilai uang pada waktu mendatang, karena adanya
faktor bunga.
Rumus untuk menghitung NPV adalah sebagai berikut:
n
ttk
CIFCOFNPV
1 )1(
Biaya Pokok Penyediaan (BPP) wilayah Kaltim = Rp 1965/kWh
Return of Investment
adalah kemampuan pembangkit untuk mengembalikan dana investasi
dalam menghasilkan tingkat keuntungan yang digunakan untuk menutup
investasi yang dikeluarkan.
CostInvestment
CostInvestmentBennefit
ROI
n
t
t
Tahun Suku Bunga 6% Suku Bunga 9%
Bennefit ROI Bennefit ROI
25 3108 3104 3116,5 3386,5
Tahun Investasi =120 Milyar Investasi =120 Milyar
Suku Bunga 6% Suku Bunga 9%
∑CIFt BCR (%) ∑CIFt BCR (%)
25 3123,4 260,28 3387,5 282,29
Benefit Cost Ratio
adalah ratio perbandian antara pemasukan total sepanjang waktu operasi
pembangkit dengan biaya investasi awal.
$)(
$)(
USCostInvestment
USBennefitBCR t
Payback Period
adalah lama waktu yang diperlukan untuk mengembalikan dana investasi.
Untuk suku bunga i = 6 %
PP = 0,08 = 1 Tahun
Untuk suku bunga i = 9 %
PP = 0,08 = 1 Tahun
Biaya Pokok Penyediaan (BPP) Pembangunan PLTU
Tanah Grogot
Perhitungan Biaya Pokok Penyediaan Tenaga Listrik setelah pengoperasian PLTU
Tanah Grogot 14 MW ini diharapkan mengalami penurunan harga dimana saat ini
BPP untuk wilayah Kalimantan Timur sekitar
Rp 1965/kWh.
Sedangakan BPP Listrik sebelum PLTU di bangun yaitu: Rp 1841,01/kWh
Sedangkan BPP Listrik setelah PLTU di bangun yaitu: Rp 1745,20/kWh
Maka setelah pengoprasian PLTU Tanah Grogot, terdapat suatu penurunan
BPP Listrik untuk wilayah Kalimantan Timur yaitu sebesar
Rp1745,20/kWh.
Indeks Pembangunan Manusia (IPM)
IPM merupakan indeks komposit yang digunakan untuk mengukur
pencapaian rata-rata suatu negara dalam tiga hal mendasar
pembangunan manusia, yaitu: lama hidup, yang diukur dengan
angka harapan hidup ketika lahir; pendidikan yang diukur
berdasarkan rata-rata lama sekolah dan angka melek huruf
penduduk usia 15 tahun ke atas; dan standar hidupyang diukur
dengan pengeluaran per kapita yang telah disesuaikan menjadi
paritas daya beli.
Aspek Sosial
Perbandingan IPM Indonesia di Asia Tenggara
Glob
al
Rank
Asia Country IPM
Life
Expectacy at
Birth
Adult
Literacy
Rate
GDP Per
capita in $
Education
Index
25 3 Singapore 0.916 78.9 92.5 28,077 0.91
34 5 Brunei
Darussalam
0.871 76.6 92.7 19,210 0.88
61 12 Malaysia 0.805 73.4 88.7 10,276 0.84
74 14 Thailand 0.784 60.3 92.6 8,090 0.86
84 17 Philippine 0.763 70.7 92.6 4,614 0.89
108 23 Indonesia 0.711 67.2 90.4 3,609 0.83
109 105 Vietnam 0.609 70.8 90.3 2,745 0.81
129 131 Cambodja 0.583 56.5 73.6 2,423 0.69
130 132 Myanmar 0.581 60.5 89.9 1,027 0.76
133 134 Laos 0.553 55.1 68.7 1,954 0.66
Propinsi di
Indonesia
IPM Shortfall
DKI 76,3 1,08
Kaltim 74,5 1,92
Jabar 70,3 1,28
Jateng 70,3 1,57
Jatim 69,2 2,39
Indonesia 71,1 1,68
Perbandingan IPM dan Komponennya
PDRB sebagai fungsi Rasio Elektrifikasi
Aspek Lingkungan
Prakiraan dampak penting dalam pembangunan PLTU Tanah Grosot ini yaitu
suatu upaya pemantauan lingkungan untuk kegiatan pembangunan PLTU.
prakiraan dampak yang terjadi akan ditinjau dalam 4 (empat) tahapan:
1. Tahap Persiapan
2. Tahap Konstruksi
3. Tahap Operasional
4. Tahap Pasca Operasi
Pengelompokan yang baik dan benar dengan memperhatikan perubahan
lingkungan dan sumber dampak yang terjadi, akan dapat merendam dan menekan
dampak negatif yang mungkin terjadi bahkan mungkin dapat merubah berbalik
menjadi positif.
Secara umum upaya pengelolaan lingkungan ini adalah pengelolaan rencana
kegiatan yang akan membuat pengaruh (dampak) terhadap lingkungan, mulai dari
tahap kegiatan persiapan, konstruksi dan pasca konstruksi sehingga dampak yang
terjadi dapat ditekan seminimal mungkin
Clean Development Mechanism (CDM)
Berdasar dari ratifikasi “kyoto protocol” yang menunjukkan komitmen
negara maju tekait global warming untuk insentif atau carbon credit terhadap
pembangunan (clean development mecahnism) berdasarkan seberapa besar
pengurangan CO2 dibandingkan dengan base line yang telah ditetapkan.
KESIMPULAN
Dari hasil pembahasan dan analisa, dapat disimpulkan beberapa hal sebagai
berikut :
1. Pada tahun 2008 beban puncak Kalimantan Timur adalah sebesar 365
MW dengan beban dasar sekitar 270 MW yang di suplai oleh PLTU dan
PLTGU. Sedangkan pada waktu beban puncak antara pukul 18.00-23.00
di suplai dengan PLTD sebagai pemenuh pada saat kondisi beban puncak.
2. Bahwa total pemakaian batubara PLTU Tanah Grogot 14 MW ini sebesar
0,2 % dari total batubara yang terdapat di Kalimantan Timur, maka PLTU
Tanah Grogot tidak akan mengalami kesulitan dalam hal penyediaan
batubara selama proses operasinya.
3. Dengan pembangunan PLTU Tanah Grogot yang memiliki kapasitas 14
MW dengan faktor kapasitas 0,85, maka kelistrikan Kalimantan tidak
akan mengalami defisit kembali pada awal tahun 2015. Dengan begitu
akan menggantikan PLTD yang selama ini eksis di Kalimantan Timur.
4. Dampak Lingkungan yang dihasilkan oleh PLTU dapat diminimalisasi
dengan penggunaan Electric Precipitator dimana selain dapat
meningkatkan efisiensi pembangkit juga dapat mengurangi emisi gas
yang ditimbulkan.
5. Biaya pembangkitan pokok PLTU Tanah Grogot untuk suku bunga 6%
dan 9% sebesar Rp.445/kWh dan Rp 448/kwh. Sedangkan
kemampuan daya beli masyarakat sebesar Rp 624/kWh. Hal ini
menunjukkan bahwa harga jual listrik PLTU Tanah Grogot masih
mungkin bisa terjangkau.
6. PLTU Tanah Grogot 14 MW dengan biaya investasi US$ 12 juta layak
untuk diinvestasikan, karena lama waktu agar investasi dapat kembali
untuk PLTU Tanah Grogot dengan suku bunga 6% dan 9% adalah
selama 1 tahun. Dan biaya pokok penyediaan listrik sebelum
pengoperasian PLTU Tanah Grogot 14 MW sebesar Rp. 1841.01/kWh,
dan setelah pengoperasian PLTU Tanah Grogot 14 MW turun menjadi
Rp.1745.20/kWh atau turun sekitar 5.2%.
KESIMPULAN
SARAN
1. Seringnya terjadi pemadaman di berbagai wilayah Kalimantan Timur oleh
PLN, karena konsumsi energi listrik yang semakin banyak oleh konsumen
dan masih tergantungnya masyarkat terhadap PLTD. Hal ini tidak diikuti
dengan berkembangnya pembangkit, dimana efisiensi pembangkit yang
sudah tua akan semakin kecil, sehingga daya mampunya semakin lama
semakin turun. PLN wilayah Kalimantan Timur harus lebih sering
mensosialisasikan program DSM (Demand Side Management) yaitu
dengan cara penghematan energi pada jam-jam beban puncak.
2. Segera dibangun pembangkit baru lagi dengan kapasitas yang lebih besar,
karena sumber daya energi baru terbarukan melimpah ruah dan untuk
perkembangan kebutuhan listrik yang selalu meningkat yang harus diikuti
dengan penambahan pembangkit baru. Memberikan peluang atau
penawaran kepada perusahaan swasta nasional maupun Internasional
untuk membangun pembangkit tenaga listrik.
Terima Kasih