STUDI PEMBANGUNAN PLTP RANTAU DADAP 2X110 MW
, SUMATERA SELATAN DAN PENGARUHNYA
TERHADAP TARIF LISTRIK REGIONAL SUMATERA SELATAN
Sasongko Kustiawan - 2208100551
Jurusan Teknik Elektro – FTI, Institut Teknologi Sepuluh Nopember
Kampus ITS, Keputih - Sukolilo Surabaya 60111
Abstrak - Tenaga listrik merupakan kebutuhan vital untuk pembangunan ekonomi dan pembangunan sosial. Ketersediaan tenaga listrik yang mencukupi, andal, aman dan dengan harga yang terjangkau merupakan faktor penting dalam rangka menggerakkan perekonomian rakyat yang dapat meningkatkan taraf hidup. Penyediaan tenaga listrik dimaksud tidak terlepas dari pembangunan pembangkit tenaga listrik.
Indonesia memiliki cadangan panas bumi sekitar 40 % dari cadangan panas bumi di Dunia (27.000 MWe). Namun demikian potensi besar ini baru dioptimalkan sekitar 3.14 % dari total cadangan panas bumi di Indonesia,
Sumater Selatan salah satu daerah di Indonesia yang berpotensi panas bumi cukup besar, potensi energi listrik sebanyak 660 Megawatt (MWe) tersebar di beberapa lokasi sumatera selatan, Rantau dadap salah satu tempat berpotensi panas bumi di sumatera selatan dengan potensi sebesar 2x110 MWe, dengan potensi yang ada ini di harapkan kebutuhan akan energy yang terus meningkat di sumatera selatan dapat ter cukupi
I. PENDAHULUAN
1.1. Latar Belakang
Propinsi Sumatera Selatan memiliki beban puncak sekitar 596 MW. Dengan tingkat pertumbuhan beban mencapai 4,18% per tahun, diperkirakan kebutuhan listrik di sistem ini akan mencapai 720 MW di tahun 2014. Kondisi saat ini kapasitas pembangkit dari PLN terpasang pada sistem adalah sebesar 558 MW, sedangkan milik IPP sebesar 268 MW sehingga total kapasitas terpasang yaitu 825 MW namun dikarenakan banyaknya pembangkit yang sudah tua dan mengalami de-rating atau penurunan daya.
Provinsi Sumatera Selatan memiliki 5 lokasi potensi panas bumi yang bisa menghasilkan energi listrik sebanyak 660 Megawatt (MW). Diantaranya daerah yang berpotensi antara lain Marga Bayur 160 MW, Pangkal Pinang 125 MW, Sungai Liat 125 MW, Subang Ayam 125 MW, Rantau Dadap 220 MW. Potensi sebesar ini diharapkan dapat memenuhi target pengembangan panas bumi untuk membangkitkan energi listrik sebesar 6000 MWe di tahun 2025.
1.2. Permasalahan
Adapun permasalahan yang dibahas dalam tugas akhir ini adalah sebagai berikut :
1. Seberapa Besar Potensi Panas bumi di Sumatera Selatan beserta pengaruhnya terhadap ketersediaan supply energi listrik di sumatera Selatan.
2. Kebutuhan energi listrik di Sumatera Selatan dalam jangka pendek dan berapa besar kapasitas daya yang diperlukan pembangkit untuk mensuplai kebutuhan energi listrik saat ini dan proyeksinya untuk masa mendatang
3. Bagaimana kebutuhan listrik di Sumatera Selatan dan kapasitas cadangan daya yang terpasang dari pembangkit saat ini dan tahun tahun mendatang.
4. Bagaimana kondisi eksisting ketenaga listrikan dan ketersediaan energi di Sumatera Selatan.
5. Pengaruh pembangunan PLTP Rantau Dadap unit 1 dan 2 dengan kapasitas 2 x 110 MW di Rantau Dadap Sumatera Selatan terhadap kondisi kelistrikan Sumatera Selatan.
1.3. Batasan Masalah
Dalam penulisan tugas akhir ini permasalahan Dibatasi sebagai berikut :
1. Pembahasan mengenai kelayakan suatu pembangunan PLTP Rantau Dadap unit 1 dan 2 dengan kapasitas 2 x 110 MW di Rantau Dadap Sumatera Selatan terhadap tarif dasar listrik regional Sumatera Selatan.
2. Pembahasan prinsip kerja pembangkitan PLTP hanya dibahas secara umum.
1.4 Tujuan
Tujuan dari penulisan buku ini adalah mempelajari dan menganalisa pembangunan PLTP Rantau Dadap unit 1 dan 2 dengan kapasitas 2 x 110 MW di Rantau Dadap Sumatera Selatan dalam usaha pemenuhan kebutuhan tenaga listrik di Sumatera Selatan dan pengaruhnya terhadap tarif dasar listrik regional Sumatera Selatan melalui program 10000 MW.
II. TEORI PENUNJANG
2.1. Panas Bumi
Panas bumi adalah sumber energi sebagai panas yang terdapat dan terbentuk di dalam kerak bumi yang dapat berupa air panas, uap air, dan batuan bersama mineral ikutan dan gas lainnya yang secara genetik semuanya tidak dapat dipisahkan dalam suatu sistem panas bumi dan untuk pemanfaatannya diperlukan proses penambangan. Sumber daya energi panas bumi dapat ditemukan pada air dan batuan panas di dekat permukaan bumi sampai beberapa kilometer di bawah permukaan. Bahkan jauh lebih dalam lagi sampai pada sumber panas yang ekstrim dari batuan yang mencair atau magma.
2.2. Kelompok Energi Panas Bumi di Indonesia
Uap panas sebagai energy utama pemggerak dari PLTP mempunyai beberapa jenis :
1.Energi Panas Bumi Uap Basah 2.Energi Panas Bumi Air Panas 3.Energi Panas Bumi Batuan Panas
2.3. Aspek Lingkungan
Dalam pembangunan suatu pembangkit harus memperhatikan aspek lingkungan. Sesuai dengan konsep pembangunan berkelanjutan yang dicanangkan pemerintah dan untuk memperkirakan besar dan pentingnya dampak yang mungkin terjadi, maka perlu dilakukan Analisis Dampak Lingkungan (AMDAL).
Aspek dari pembangunan suatu pembangkit meliputi : a. Tahap Pra Konstruksi
b. Tahap Konstruksi c. Tahap Operasi d. Tahap Pasca Operasi
1.4 Meode Peramalan Kebutuhan Energi Listrik 2.4.1 Model Regresi Linier
Beberapa faktor yang diperlukan dalam analisis perhitungan metode linier ini adalah sebagai berikut : 1. Jumlah pelanggan rumah tangga ( X1 )
2. Jumlah pelanggan bidang bisnis ( X2 ) 3. Jumlah pelanggan bidang industri ( X3 ) 4. Jumlah pelanggan Publik ( X4 ) 5. Jumlah penduduk ( X5 )
6. Peningkatan PDRB suatu wilayah ( X6 ) Energi terjual (Y)
2.4.2 Metode DKL 3.01
Model yang digunakan dalam metode DKL 3.01 untuk menyusun perkiraan adalah model sektoral. Perkiraan kebutuhan tenaga listrik model sektoral digunakan untuk menyusun perkiraan kebutuhan tenaga listrik pada tingkat wilayah/distribusi. Metodologi yang digunakan pada model sektoral adalah metode gabungan antara kecenderungan, ekonometri dan analitis. Pendekatan yang digunakan dalam menghitung kebutuhan listrik adalah dengan mengelompokkan pelanggan menjadi empat sektor yaitu :
1. Sektor Rumah Tangga 2. Sektor Bisnis 3. Sektor Publik 4. Sektor Industri
2.5. Ekonomi Pembangkit
2.5.1. Harga Energi Listrik
Pada pembahasan ini didasarkan atas biaya modal pembangkitan yang dikeluarkan dalam pemanfaatan energi alternatif menjadi energi listrik, yaitu biaya pembangkitan dan harga energi. Metode perhitungan yang digunakan adalah metoda perhitungan biaya pembangkitan tahunan, terdiri dari tiga komponen biaya, yaitu:
1. Biaya investasi modal (capital cost) 2. Biaya bahan bakar (fuel cost)
3. Biaya operasi dan perawatan (O&M cost)
2.5.1. Analisa Investasi
Sebelum suatu proyek dilaksanakan perlu dilakukan analisis dari investasi tersebut sehingga akan diketahui kelayakan suatu proyek dilihat dari sisi ekonomi investasi. Ada beberapa metode penilaian proyek investasi2 yaitu : Biaya investasi modal (capital cost)
Biaya bahan bakar (fuel cost)
Biaya operasi dan perawatan (O&M cost)
2.6. IPM
Indeks Pembangunan Manusia (IPM) atau Human Development Index (HDI). Indeks ini dibentuk dari empat indikator, angka harapan hidup, angka melek huruf, rata-rata lama sekolah dan kemampuan daya beli. Indikator
angka harapan hidup mempresentasikan dimensi umur panjang dan sehat. Selanjutnya, angka melek huruf dan rata-rata lama sekolah mencerminkan output dari dimensi pengetahuan, sedangkan indikator kemampuan daya beli digunakan untuk mengukur dimensi hidup layak.
III. DATA – DATA PENDUKUNG DALAM STUDI
PEMBANGUNAN PLTP RANTAU DADAP
3.1 Potensi Energi di Sumatera Selatan
Potensi energi di Sumatera Selatan terdiri dari beberapa jenis sumber energi. Diantaranya minyak bumi diperkirakan sebesar 917,36 MMSTB, gas bumi sebesar 26,68 TSCF, dan batubara diperkirakan sekitar 47.085 juta ton, tenaga air sekitar 400 MW serta panas bumi sebesar 1.911 MWe yang tersebar di 6 lokasi.
Tabel 3.1 Data Potensi Sumber Energi di Indonesia
3.2. Kependudukan Sumatera Selatan
Penduduk Sumatera Selatan berdasarkan data tahun 2009 berjumlah 7.222.635 jiwa. Dengan luas wilayah 87.019,69 km2, berarti kepadatan penduduknya mencapai 83,00 jiwa/km2[23].
3.3. Ketenaga Listrikan Sumatera Selatan
Kapasitas pembangkit wilayah Sumatera Selatan sampai dengan Th 2009, sebesar 585 MW. Terdapat tambahan pembangkit dari IPP sebesar 268 MW, sehingga total kapasitas terpasang pembangkit sebesar 825 MW, untuk konsumsi Energi Listrik Sumatera Selatan sampai dengan Th 2009 mencapai 2.394,36,Untuk jumlah pelanggan listrik 877.287 pelanggan, nilai ini meningkat 2,5% dari tahun sebelumnya. Sistem kelistrikan Sumatera bergabung menjadi satu (interkoneksi) dengan tegangan 150 KV[24]. Untuk wilayah Sumatera Selatan tergabung bersama Bengkulu, dan Jambi (Sumbangsel).
3.3.1. Beban Puncak
Beban puncak wilayah Sumatera selatan untuk tahun 2009 mencapai 596 MW, jika dibandingkan daya mampu yang ada, kebutuhan ini masih dapat terpenuhi
3.3.2. Pelanggan Listrik dan Konsumsi Energi Listrik
Jumlah pelanggan Listrik per tahun 2009 di Sumatera selatan : 877.287 pelanggan, dimana dibagi menjadi beberapa sector, diantaranya sektor Rumah tangga 824.325 pelanggan, Bisnis 5.081 pelanggan, Industri 350
Energi Batu Bara Gas Ala m Minya k Bumi Panas Bumi Air No Wilayah (juta ton) (TS CF) (MMS TB) (lok asi) (M We) (M W) Sumatera 1 NAD 450,15 3,7 1 141,28 17 1.23 2 2.6 26 2 Sumatera Utara 53,94 1,3 2 128,68 16 3.34 5 12 3 Sumatera Barat 732,16 - - 16 1.656 -4 Riau dan Kep. Riau 1.767,54 7,96 4..155,67 1 25 949 5 Kep. Natuna - 53, 06 326,15 - - -6 Batam - - - -7 Bangka Belitung - - - 3 75 -8 Jambi 2.069,0 7 - - 8 1.04 7 370 9 Bengkulu 198,65 - - 4 1.27 3 1.0 00 10 Sumatera Selatan 47.085,08 26,68 917,36 6 1.91 1 9
pelanggan dan Bisnis 47.531 pelanggan, dengan total konsumsi 2.205.147 MWh
IV. ANALISA PERENCANAAN PEMBANGUNAN
PLTP GUNUNG RANTAU DADAP 2X110 MW,
SUMATERA SELATAN
4.1 Ketersediaan Energi Primer Fosil dan Terbarukan di Sumatera Selatan
Propinsi Sumatera Selatan memiliki sumber daya alam yang besar salah ketersediaan energi primer baik itu fosil maupun energi terbarukan. Hal tersebut dapat ditunjukkan pada tabel 4.1 berikut ini.
Tabel 4.1. Data Potensi Sumber Energi di Sumatera
4.2 Peramalan Kebutuhan Energi Listrik
4.2.1 Metode Regresi
Analisa ini membahas tentang perkiraan kebutuhan daya hingga tahun 2034
Tabel 4.5 Proyeksi Penjualan Tenaga Listrik PerKelompok
Tarif, Jumlah Penduduk, dan PDRB Sumatera Selatan
Tahun
Rumah Bisnis Industri Publik Total
tangga
t ERt EKt EIt EPt ETt
2010 1.252,56 305.489 600.904 147.862 2.306,81 2011 1.372,78 316.798 622.073 152.981 2.464,63 2012 1.463,22 327.393 665.730 157.117 2.613,46 2013 1.553,66 337.989 709.387 161.253 2.762,29 2014 1.644,10 348.584 753.043 165.389 2.911,11 2015 1.734,54 359.179 796.700 169.525 3.059,94 2016 1.824,98 369.775 840.357 173.661 3.208,77 2017 1.915,42 380.370 884.014 177.797 3.357,60 2018 2.005,86 390.965 927.671 181.933 3.506,43 2019 2.096,30 401.560 971.327 186.069 3.655,26 2020 2.186,74 412.156 1.014.984 190.205 3.804,09 2021 2.277,18 422.751 1.058.641 194.341 3.952,91 2022 2.367,62 433.346 1.102.298 198.477 4.101,74 2023 2.458,06 443.942 1.145.955 202.613 4.250,57 2024 2.548,50 454.537 1.189.611 206.749 4.399,40 2025 2.638,94 465.132 1.233.268 210.885 4.548,23 2026 2.729,38 475.728 1.276.925 215.021 4.697,06 2027 2.819,82 486.323 1.320.582 219.157 4.845,89 2028 2.910,26 496.918 1.364.238 223.293 4.994,71 2029 3.000,70 507.513 1.407.895 227.429 5.143,54 2030 3.091,14 518.109 1.451.552 231.565 5.292,37 2031 3.181,58 528.704 1.495.209 235.701 5.441,20 2032 3.272,02 539.299 1.538.866 239.837 5.590,03 2033 3.362,47 549.895 1.582.522 243.973 5.738,86 2034 3.452,91 560.490 1.626.179 248.109 5.887,68 4.2.2 Metode DKL 3.01
Adapun analisa ini akan membahas tentang perkiraan kebutuhan daya hingga tahun 2034
Tabel 4.12 Proyeksi konsumsi energi listrik per kelompok
pelanggan (GWh)
Tahun Rumah
tangga Bisnis Industri Publik Total
t ERt EKt EIt EPt ETt
2010 1.252,56 305.489 600.904 147.862 2.306,81 Energi Batu Bara Gas Alam Minyak
Bumi Panas Bumi Ai r N o Wilayah (juta ton) (TSCF ) (MMSTB ) (lokas i) (MW e) (M W) Sumatera 1 NAD 450,15 3,71 141,28 17 1.232 2.6 26 2 Sumatera Utara 53,94 1,32 128,68 16 3.345 12 3 Sumatera Barat 732,16 - - 16 1.656 -4 Riau dan Kep. Riau 1.767,54 7,96 4..155,67 1 25 94 9 5 Kep. Natuna - 53,06 326,15 - - -6 Batam - - - -7 Bangka Belitung - - - 3 75 -8 Jambi 2.069,07 - - 8 1.047 37 0 9 Bengkulu 198,65 - - 4 1.273 1.0 00 1 0 Sumatera Selatan 47.085,0 8 26,68 917,36 6 1.911 9 1 1 Lampung 52.463,5 4 - - 13 2.855 52 4
2011 1.372,78 316.798 622.073 152.981 2.464,63 2012 1.463,22 327.393 665.730 157.117 2.613,46 2013 1.553,66 337.989 709.387 161.253 2.762,29 2014 1.644,10 348.584 753.043 165.389 2.911,11 2015 1.734,54 359.179 796.700 169.525 3.059,94 2016 1.824,98 369.775 840.357 173.661 3.208,77 2017 1.915,42 380.370 884.014 177.797 3.357,60 2018 2.005,86 390.965 927.671 181.933 3.506,43 2019 2.096,30 401.560 971.327 186.069 3.655,26 2020 2.186,74 412.156 1.014.984 190.205 3.804,09 2021 2.277,18 422.751 1.058.641 194.341 3.952,91 2022 2.367,62 433.346 1.102.298 198.477 4.101,74 2023 2.458,06 443.942 1.145.955 202.613 4.250,57 2024 2.548,50 454.537 1.189.611 206.749 4.399,40 2025 2.638,94 465.132 1.233.268 210.885 4.548,23 2026 2.729,38 475.728 1.276.925 215.021 4.697,06 2027 2.819,82 486.323 1.320.582 219.157 4.845,89 2028 2.910,26 496.918 1.364.238 223.293 4.994,71 2029 3.000,70 507.513 1.407.895 227.429 5.143,54 2030 3.091,14 518.109 1.451.552 231.565 5.292,37 2031 3.181,58 528.704 1.495.209 235.701 5.441,20 2032 3.272,02 539.299 1.538.866 239.837 5.590,03 2033 3.362,47 549.895 1.582.522 243.973 5.738,86 2034 3.452,91 560.490 1.626.179 248.109 5.887,68 4.3 Analisa Ekonomi
4.3.1 Perhitungan Biaya Pembangkitan Energi Listrik
biaya total pembangkitan energi listrik merupakan penjumlahan dari biaya modal, biaya bahan bakar serta biaya operasi dan perawatan.Untuk menghasilkan energi listrik dengan biaya rendah
4.3.1.1 Perhitungan Biaya Modal
Untuk mendapatkan biaya modal investasi / capital cost digunakan rumus 4.14 sebagai berikut
To
m
Ps
fd)
(fs
(CC)
Cost
Capital
Fs merupakan factor suku bunga, dan Fd adalah factor depresiasi/penyusutan Fs = 1 ) 1 ( ) 1 ( n n i i i dimana :
i untuk fs = bunga 12% dan 6% pertahun untuk pinjaman lunak.
i untuk fd = depresiasi 4% dengan umur pembangkit 25 tahun.
.n= masa pengoperasian pembangkit (PLTU). Fd =
1
)
1
(
i
n
i
maka : untuk i = 12% Fs =1
)
12
,
0
1
(
)
12
,
0
1
(
12
,
0
25 25
= 0,127 untuk i = 9% Fs =1
)
09
,
0
1
(
)
09
,
0
1
(
09
,
0
25 25
= 0,1018 untuk i = 6% Fs =1
)
06
,
0
1
(
)
06
,
0
1
(
06
,
0
25 25
= 0,072Sehingga untuk PLTP dengan :
m = faktor manfaat yaitu sebesar 70% (65% hingga 85%) To = jumlah jam per tahun (24 jam x 365 hari = 8760 jam) Ps = biaya pembangkitan (US$/kWh)
=
Pembangkit
Kapasitas
Investasi
Total
Biaya
Ps =kWh
x
x
3 610
36
10
160
= 727.27 US$/kWhmaka di dapat capital cost (CC) sebagai berikut : 1. Untuk suku bunga i = 12 %
Wh cent US$/k 1,790 US$/kWh 0,0179 8760 0,7 27 , 727 0,024) (0,127 To m Ps fd) (fs (CC) Cost Capital
2. Untuk suku bunga i = 9 %
Wh cent US$/k 1,492 US$/kWh 0,01492 8760 0,7 27 , 727 0,024) (0,1018 To m Ps fd) (fs (CC) Cost Capital
Wh cent US$/k 1,209 US$/kWh 0.01209 8760 0,7 27 , 727 0,024) (0,078 To m Ps fd) (fs (CC) Cost Capital
4.3.1.2 Perhitungan Biaya Bahan Bakar
Harga uap panas bumi adalah USD 3 per ton. Dengan
kurs USD adalah Rp 9.000 /USD maka dapat dihitung : 1. Harga = US$ 3 / ton atau US$ 0.003 /kg 2. Konsumsi panas bumi = 7.5 ton /MW-hour 3. Konsumsi panas bumi dalam satu tahun
=7.5(ton/MWh)x 8760(hrs/year) = 65.700 ton / MW-year = 65,700 ton / kW-year = 0.0075 ton / kWh
4. Fuel cost (FC) = 0,0075 ton / kWh x US$ 3/ton = US$ 0,0225 /kWh
= 2,25 cent / kWh
4.3.1.3 Biaya operasi dan Perawatan
Biaya O&M (US$/kWh tahun) adalah tergantung pada jenis bahan bakar, kapasitas pembangkit, dan teknologi yang digunakan. Sedangkan biaya O&M variabel yang berhubungan dengan pengoperasian pembangkit yang mempengaruhi yaitu pemeliharaan, gaji karyawan dan desain pembangkit.
Tabel 4.17 Biaya O&M PLTP Menurut Kapasitas Terpasang
Pembangkit (US cents/kWh)
Keterangan Small Plants < 5 MW Medium Plant 5 - 30 MW Large Plants >30 MW Steam Field 0,35 – 0,70 0,25 – 0,35 0,15 – 0,25 Power Plant 0,45 – 0,70 0,35 – 0,45 0,25 – 0,45 Total 0,80 – 1,40 0,60 – 0,80 0,40 – 0,70
Sumber : http://energy-guru.com/GeoThermal Energy Information.htm dapat di lihat pada Tabel 4.20. Dari Tabel 4.20 diatas dapat diketahui bahwa biaya operasi dan perawatan PLTP Rantau Dadap adalah 0,7 cent/KWh.
4.3.1.4 Perhitungan Biaya Pembangkitan Total
Berdasar beberapa pergitungan biaya di atas maka, total biaya pembangkitan dapat di rumuskan sebagai berikut : TC = CC + FC + O&M Cost
Untuk suku bunga i = 12 % maka :
TC = 1,790 cent / kWh + 2,25 cent / kWh + 0,7 cent/ kWh
= 4,74 cent / kWh = 0,0474 US$/kWh = 474 Rp/kWh Untuk suku bunga i = 9 % maka :
TC = 1,492 cent / kWh + 2,25 cent / kWh + 0,7 cent/ kWh
TC = 4,442 cent / kWh = 0,04442 US$/kWh
= 444,2 Rp/kWh Untuk suku bunga i = 6 % maka:
TC = 1,209 cent / kWh + 2,25 cent / kWh + 0,7 cent/ kWh
= 4,159 cent / kWh = 0,04159 US$/kWh = 415,9 Rp/kWh
Dari perhitungan–perhitungan diatas jika kita tabelkan, maka akan tampak seperti Tabel 4.18 di bawah ini:
Tabel 4.18 Biaya Pembangunan PLTP
Suku Bunga Perhitungan
6% 9 % 12 %
Biaya Pembangunan (US$ / kW) 727,27 727,27 727,27
Umur Operasi (Tahun) 25 25 25
Kapasitas (kW) 220.000 220.000 220.000 Biaya Bahan Bakar (US$ / kWh) 0,0225 0,0225 0,0225 B. O & M (US$ / kWh) 0,007 0,007 0,007 Biaya Modal (US$ / kWh) 0,0179 0,01492 0,01209 Total Cost (US$ / kWh) 0,0474 0,0444 0,0415
Investasi (jutaUS$) 160 160 160
4.3.2 Pendapatan per Tahun dan Pay back Periode
Setelah pembangkit di operasikan selama setahun maka pada tahun pertama di dapat Cash In Flow, dengan pemanfaatan 80% dari pembangkit keseluruhan
Keunungan pertahun untuk nilai suku bunga 12% yaitu sebesar 108.39 Milyar/tahun, dengan Pay back Periode 1.5 Th
Keunungan pertahun untuk nilai suku bunga 9% yaitu sebesar 147.24 Milyar/tahun, dengan Pay back Periode 1.08 Th
Keunungan pertahun untuk nilai suku bunga 6% yaitu sebesar 184.55 Milyar/tahun, dengan Pay back Periode 0.86 Th
PLTU dengan modal US$ 160 juta masih terlalu mahal jika tanpa subsidi pemerintah, yang mana berdampak pada biaya pembangkitan yang terlalu mahal sehingga biaya pembangkitanya masih di atas biaya pokok penyediaan listrik tegangan tinggi. Oleh karena itu dilakukan subsidi 80 % dari pemerintah
4.3.3 Analisa Nilai Sekarang (Net Present Value )
Dengan pertimbangan bahwa nilai uang sekarang lebih tinggi bila dibandingkan dengan nilai uang pada waktu mendatang, karena adanya faktor bunga maka NPV Hanya dengan suku bunga 6% dan subsidi 80 %, bernilai positif (layak) sedangkan untuk suku bunga di atas 6% dan subsidi di bawah 80% bernilai negative (tidak layak). Maka dipilih investasi dengan subsidi 80% dan suku bunga 6%.
4.3.4 Return Of Investment
Return of Investment adalah kemampuan pembangkit untuk mengembalikan dana investasi dalam menghasilkan tingkat keuntungan yang digunakan untuk menutup investasi yang dikeluarkan. Pada tahun pertama untuk investasi dengan subsidi 80% dengan suku bunga 6% didapat persentase pertumbuhan keuntungan sebesar ±0,15%, kemudian untuk suku bunga 9% didapat persentase pertumbuhan keuntungan sebesar ± 0,08%.
Dan pada suku bunga 12% didapat persentase pertumbuhan keuntungan sebesar ± 0,32%.
4.3.5 Benefit Cost Ratio
Bennefit Cost Ratio adalah persentase pertumbuhan keuntungan selama setahun, yang dapat dicari berdasarkan keuntungan pada tahun tersebut (Bennefitt) berbanding Investment Cost. Pada tahun pertama untuk investasi dengan subsidi 80% dengan suku bunga 6% didapat persentase pertumbuhan keuntungan sebesar ±0,15%, kemudian untuk suku bunga 9% didapat persentase pertumbuhan keuntungan sebesar ± 0,12%. Dan pada suku bunga 12% didapat persentase pertumbuhan keuntungan sebesar ± 0,09%.
4.4 Analisa Makro Sosial Ekonomo Sumatera Selatan
IPM dan Shortfall dipengaruhi oleh 3 index, yaitu : index angka harapan hidup, angka melek huruf, dan index pendapatan sektor riil yang telah disesuaikan, hal ini adalah parameter dari kemajuan Propinsi Sumatera selatan dalam membangun
Tabel 4.6. IPM Republik Indonesia Tahun 2008-2009
IPM Peringkat
Propinsi 2008 2009 ShortfallReduksi 2008 2009
1. DKI Jakarta 76,39 77.03 1,88 1 1 9. Sumatera Selatan 71.40 72.05 2,273 8 8 10. Jambi 71,46 71.99 1.86 12 13 33. Papua 63.41 64.00 1,61 33 33 INDONESIA 70.59 71.17 1,92
Semakin tinggi nilai reduksi shortfall di suatu wilayah, maka semakin cepat kenaikan IPM yang dicapai dalam suatu periode.
4.5 Analisa Dampak Lingkungan
Panas bumi termasuk energi terbarukan yang bersih lingkungan, akan tetapi PLTP juga masih menghasilkan CO2. Apabila dibandingkan dengan pembangkit listrik dengan tenaga fossil, maka PLTP mempunyai produksi CO2 yang lebih kecil daripada pembangkit yang lainnya. Ratifikasi “Kyoto Protocol” menunjukkan komitmen negara maju tekait global warming untuk insentif atau carbon tax terhadap pembangunan (Clean Development Mecahnism) berdasarkan seberapa besar pengurangan CO2 dibandingkan dengan base line yang telah ditetapkan. Untuk pembangkit dengan bahan bakar panas bumi memiliki emisi yang paling rendah yaitu 100kg/KWh. Jika Pembangunan PLTP Rantau Dadap 2x110 MW tidak menghasilkan karbon kredit maka mendapat uang sebesar 4,5 cent./KWh. Karena PLTP memiliki 100 kg/KWh dengan batas rata-rata 728 kg/KWh maka CDM yang di dapat adalah sebagai berikut: cent cent CDM 88 , 3 5 , 4 728 100 728
maka PLTP akan mendapat 3,88 cent/kWh atau Rp.388/kWh. Karena kapasitas pembangkit sebesar 2x110 MW maka total dana yang didapatkan sebesar Rp.388/kWh x 220.000kW = Rp.85.360.000 juta/kWh. Hal ini dapat mengurangi biaya pokok penyediaan (BPP) tenaga listrik dan mengurangi harga jual kepada masyarakat
4.6 Analisa Perencanaan Pembangunan Pembangkit
Dengan kondisi banyaknya pembangkit yang sudah tua dan beberapa pembangkit yang dipengaruhi kondisi debit air (PLTA/PLTM), sehingga ketika sejumlah pembangkit mengalami gangguan operasi dan pemeliharaan mesin maka akan terjadi pemadaman karena daya mampu pembangkit di Sumatera Selatan mengalami penurunan.
Jika diasumsikan tidak ada penambahan pembangkit sampai tahun 2014 selain PLTP Rantau Dadap 2 x 110 MW yang beroperasi pada tahun 2014 maka kemungkinan yang akan dihadapi oleh PLN Sumatera Selatan pada tahun 2009 sampai dengan tahun 2011 masih akan kelebihan energy. Ini terjadi karena kapasitas terpasang antara PLN dan IPP masih cukup mampu untuk menanggung beban puncak. Sisa dari daya akan disalurkan ke Sumbangsel. Propinsi Sumatera Selatan mengalami kekurangan energi pada tahun 2012 hingga pembangunan PLTP Rantau Dadap selesai dan diopersikan. Itupun hanya akan bertahan hingga tahun 2016 jika diasumsikan tidak ada penambahan pembangkit lain
Tahun Kapasitas Terpasang Daya Mampu Beban Puncak Selisih Keterangan 2009 825 701,25 596,00 105,25 Surplus 2010 825 701,25 666,31 34,94 Surplus 2011 825 701,25 672,93 28,32 Surplus 2012 825 701,25 709,28 -8,03 Defisit 2013 825 701,25 745,63 -44,38 Defisit 2014 935 794,75 781,98 12,77 PLTP Rantau Dadap unit 1 beroperasi 2015 1045 888,25 818,33 69,92 PLTP Rantau Dadap unit 2 beroperasi 2016 1045 888,25 854,69 33,56 Surplus 2017 1045 888,25 891,04 -2,79 Defisit 2018 1045 888,25 927,39 -39,14 Defisit 2019 1045 888,25 963,74 -75,49 Defisit 2020 1045 888,25 1000,09 112,65- Defisit 2021 1045 888,25 1036,44 148,19- Defisit 2022 1045 888,25 1072.80 -184.55 Defisit 2023 1045 888,25 1109,15 -220,90 Defisit 2024 1045 888,25 1145,50 -257,.25 Defisit 2025 1045 888,25 1181,85 293,60- Defisit 2026 1045 888,25 1218,20 -329,95 Defisit 2027 1045 888,25 1254,55 366,30- Defisit 2028 1045 888,25 1290,90 402.25- Defisit 2029 1045 888,25 1327,26 - Defisit
439.01 2030 1045 888,25 1363,61 -475,36 Defisit 2031 1045 888,25 1399,96 -511,71 Defisit 2032 1045 888,25 1436,31 -548,06 Defisit 2033 1045 888,25 1472,66 -584.41 Defisit 2034 1045 888,25 1509,01 -620.76 Defisit 4.7 Analisa Peralatan PLTP
Analisa peralatan pada pembangkit ini meliputi analisa spesifikasi peralatan yang akan digunakan pada pembangkit, peralatan – peralatan tersebut meliputi peralatan-peralatan transmisi cairan, turbin, generator, transformator juga peralatan sistem pendingin pada pembangkit.
Gambar 4.15 Layout dari PLTP
4.8 Analisa Perhitungan Biaya Pokok Penyediaan Setelah Pembangunan PLTP Rantau Dadap
Setelah PLTP Rantau Dadap di bangun harga BPP Pembangkitan Sumatera Selatan menjadi Rp. 1.578,75/kWh turun 17,2% dari BPP sebelum PLTP Rantau Dadap dibangun
.
4.9 Analisa Perhitungan Perhitungan Harga Jual Per Sektor Setelah PLTP Beroperasi
Berdasarkan UU No. 30 Th. 2009 Untuk menentukan harga jual yang baru maka di tentukan dengan BPP baru Propinsi Sumsel yang dianggap terisolasi dan tanpa subsidi dari pemerintah. BPP baru diperoleh dari perhitungan pada sub bab sebelumnya yaitu sebesar Rp. 1.578,75//kWh
Tabel 4.32 Harga Jual Listrik
Dengan Subsidi Pelanggan
Jawa Luar Jawa Sumsel Indonesia R. Tangga 587,60 584,83 559,48 588,01 Industri 629,10 643,02 539,83 622,04 Bisnis 862,48 837,98 792,53 850,56 Sosial 579,75 585,30 548,26 580,89 Pemrintah 800,44 913,83 935,82 847,15 P. Jalan 660,70 661,77 653,01 665,11 Total 650,39 664,88 592,14 653,00
4.10 Analisa Kemampuan Daya Beli Masyarakat
Bila tarif untuk biaya beban tarif daya 450 VA adalah Rp 11.000,- dan daya 900 VA adalah Rp 20.000,-. Dengan Tarif Dasar Listrik Sumsel pada sektor rumah tangga sebesar Rp.559,48/kWh dari pemakaian blok I, II dan III seluruhnya, maka didapatkan pemakaian listrik per blok dalam 1 bulan adalah :
Daya beli1 = (414,72 x Rp 559,48/KWh) + 20.000 = Rp 252.027,5
Daya beli2 = (207,36 x Rp 559,48/KWh) + 11.000 = Rp 127.013,8
Dari hasil perhitungan daya beli masyarakat Sumatera Selatan tersebut, maka dapat disimpulkan bahwa BPP masih dibawah kemampuan beli dari masyarakat, sehingga masyarakat masih bisa untuk membeli listrik setelah adanya penambahan PLTP Rantau Dadap
V. PENUTUP
5.1 Kesimpulan
Berdasarkan hasil perhitungan dan analisis yang telah dilakukan dapat diambil beberapa kesimpulan antara lain :
1. Potensi panas bumi di sumatera selatan cukup besar, total dari 6 wilayah yang tersebar di wilayah sumatera selatan mencapai 1.911 MWe jika dapat di operasikan secara optimal dapat memenuhi pertumbuhan beban puncak Sumatera Selatan hingga th 2035,
Ketenagalistrikan pada Propinsi Sumatera Selatan sumber energi listrik hampir semua tergantung dari PLTD. Sumatera Selatan menggunakan tenaga diesel sebagai sumber tenaga listrik. Jumlah tenaga listrik yang diproduksi dari mesin diesel sebesar 13.768.866 kwh dari sebanyak 32 pembangkit diesel di tahun 2008. Sumatera Selatan termasuk propinsi dengan Rasio Elektrifikasi rendah 48,20 %. Sedangkan beban puncak sebesar 596 MW. Sehingga perlu dibangun PLTP yang bekerja pada beban dasar yang kinerja konstan.
2. Untuk Saat ini kapaitas daya wilayah Sumatera Selatan sebesar 701,25 MW masih mencukupi untuk mensupply beban puncak saat ini yang mencapai 666,31 MW , berdasarkan metode DKL 301, prediksi pertumbuhan beban puncak untuk wilayah sumatera selatan hingga tahun 2011, kondisi eksisting masih mamapu mensuply beban puncak yang mencapai 672 MW, tetapi pada tahun 2012 beban puncak wilayah sumatera selatan mencapai 709.28 MW , dengan asumsi tidak ada penambahan pembangkit , kondisi eksisting tidak akan mampu lagi untuk memenuhi kebutuhan daya tersebut
3. Pembangkit yang beroperasi di wilyah Sumatera Selatan mayoritas berbahan bakar fosil, dengan kapasitas daya saat ini belum mampu mencukupi pertumbuhan beban puncak sampai dengan 3 tahun mendatang, Sumatera selatan memiliki sumbedaya terbarukan yang cukup besar, salah satunya panas bumi dengan kapsitas 1.911MWe
4. Dilihat dari aspekteknis dan ekonomi, Lamanya waktu pengembalian modal nvestasi ini ditentukan melalui suku bunga bank yang digunakan, dengan semakin besarnya suku bunga yang diberikan bank, maka waktu pengembalian modal investasi juga akan semakin lama.
5. Pembangunan PLTP Rantau
Dadap 2x110 MW dapat memenuhi kebutuhan beban puncak untuk wilayah sumatera selatan hingga tahun 2016 , harga jual PLTP rantau dadap masih di bawah daya beli masyarakat Sumatera Selatan, sehingga penambahan energi listrik baru ini dapat dinikmati secara merata
5.2 Saran
1. Melihat kondisi ketenagalistrikan di Propinsi Sumatera Selatan dan Sumbangsel maka diharapkan segera melakukan upaya-upaya efisiensi dalam penyediaan tenaga listrik sehingga dapat menekan biaya pokok penyediaan tenaga listrik dimana mampu dijangkau oleh daya beli masyarakat setempat. Maka dengan eksplorasi panas bumi pembangkit PLTP, guna mencapai rasio elektrifikasi sesuai harapan, karena kebutuhan listrik sangat besar namun ketersediannya masih terbatas. 2. Karena emisinya yang rendah, energi panas bumi
memiliki kesempatan untuk memanfaatkan Clean Development Mechanism (CDM) produk Kyoto Protocol sehingga pembangunan PLTP Kotamobagu ini diharapkan memperoleh penjualan carbon kredit sehingga dapat mengurangi subsidi pemerintah. sebesar 388 Rp/kWh sehingga subsidi dari pemerintah berkurang menjadi Rp.994,74/kWh.
3. Masih diperlukannya penelitian lebih lanjut tentang pemanfaatan energi baru dan terbarukan untuk pembangkit listrik seperti panas bumi sehingga didapatkan alternatif untuk diversifikasi dan mendapatkan harga energi yang lebih kompetitif untuk jangka panjang.
4. Strategi pembangunan pembangkit di Sumatera Selatan haruslah mengutamakan pembangkit yang memanfaatkan energi dengan efisien,ekonomis, serta ramah lingkungan terutama energi baru dan terbarukan. Sehingga membawa suasana kondusif bagi pengusahaan ketenagalistrikan daerah.
DAFTAR PUSTAKA
1. PT. PLN (PERSERO), Rencana Umum Pembangkitan Tenaga Listrik 2010 – 2019,. 2010.
2. Badan Pusat Statistik Sumatera Selatan, Hasil Sensus Penduduk 2010, Data Agregat Per Kabupaten/ Kota Propinsi Sumatera Selatan. 2010.
3. Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 07 tahun 2010, Tarif Tenaga Listrik yang Disediakan Oleh PT. PLN (PERSERO). 2010.
4. PT. PLN (PERSERO) P3B Sumatera, Proyeksi Pembangkit Per Propinsi, 2009
5. Neny Saptadji, Sekilas Tentang Panas Bumi, 2008. 6. Arif Munandar dan Edi Suhanto, Gambaran Umum
Tentang Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi, 2009.
7. Dunia Listrik, Penentuan Kapasitas Pembangkit PLTP, 2008.
8. Ari Sulistiyawati, Analisis Korelasi dan Regresi Linier, 2009.
9. DJLPE, Pembangunan PLTP di Sumatera Selatan, 2009.
10. Zuhal, Ketenagalistrikan Indonesia, PT. Ganeca Prima, 1995.
11. UNDP, Human Development Index 2007 s.d. 2008, Human Development Index, 2008.
12. PT. PLN (PERSERO) P3B Sumatera, Data Kelistrikan Sumatera, 2008 – 2009
13. Badan Pusat Statistik Sumatera Selatan, Buklet Agustus 2010, 2010.
14. Badan Pusat Statistik, Publikasi Sumatera Selatan 2010, 2010.
15. Badan Pusat Statistik, Publikasi Muara Enim Sumatera Selatan 2010, 2010
16. PT PLN (PERSERO) Wilayah Sumatera Selatan, Statistik Sumatera Selatan 2009.
17. DJLPE, Potensi Batubara Sumatera Selatan, 2009. 18. DESDM, RUKN 2008-2027, Jakarta, 2008.
19. PT PLN (PERSERO) P3B Sumatera, Status Harian Pembangkit SUMSEL, 2009.
20. Syariffuddin Mahmudsyah, Diktat Kuliah Manajemen Energi Listrik, Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS, Surabaya, 2008.
21. DESDM, Peraturan Menteri ESDM No. 269-12/26/600.3/2008 tentang Biaya Pokok Penyediaan (BPP) Listrik Propinsi di Indonesia, Jakarta, 2008. 22. Presiden Republik Indonesia, Undang - Undang
Republik Indonesia No. 30 Tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan, Jakarta, 2009.
23. Syariffuddin Mahmudsyah, Diktat Kuliah Pembangkit Tenaga Listrik, Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS, Surabaya, 2008.
24. Badan Pusat Statistik, Sumatera Selatan Dalam Angka 2009.
25. http://energy-guru.com/GeoThermal Energy Information.htm
DAFTAR RIWAYAT HIDUP
Sasongko Kustiawan
Pendidikan terakhir penulis di Politekhnik Perkapalan ITS Surabaya bidang studi Teknik Kelistrikan Kapal tahun angkatan 1999-2002, melanjutkan S1 program lintas jalur di Jurusan Teknik Elektro ITS Surabaya dengan bidang studi Teknik Sistem Tenaga sampai dengan sekarang, pekerjaan 3 tahun terakhir di Bakrietelecom Surabaya bagian staff BSS Engineer
