Perbandingan Hasil Perhitungan LUEC PLTN Dengan Menggunakan Model Legecost, Mini G4Econsdan Nest

   

Perbandingan

 

Hasil

 

Perhitungan

 

LUEC

 

PLTN

 

Dengan

 

Menggunakan

 

Model

 

Legecost,

 

Mini

 

G4Econsdan

 

Nest

  

Mochamad

 

Nasrullah

1, a)

 

1_{Pusat Kajian Sistem Energi Nuklir (PKSEN)‐BATAN} 

 

a)

Telp/Fax : (021) 5204243 Email:nasr@batan.go.id  

Abstrak 

Perhitungan biaya pembangkitan listrik sangat diperlukan dalam perusahaan listrik dalam menetapkan  kebijakannya. Model perhitungan diperlukan untuk menghitung biaya pembangkitan listrik sehingga  dapat dihasilkan perhitungan yang akurat. Tiga model perhitungan Levelized Unit Electricity Cost (LUEC)   atau  biaya  pembangkitan listrik dari IAEA  (International Atomic Energy Agency) yang selama  ini  digunakan BATAN dalam menghitung harga keekonomian PLTN terdiri dari LEGECOST, Mini G4ECONS  dan model NEST. Metodologi meliputi perhitungan biaya pembangkitan (Levelized Unit Electricity Cost)  dengan menggunakan ketiga software tersebut dengan discount rate 10% per tahun dan dengan asumsi  input data untuk ketiga model sama, dan dengan puncak waktu penggunaan beban tahunan 7884 jam  (sesuai dengan load factor 90%). Hasil perhitungan menunjukkan biaya pembangkitan listrik PLTN model  LEGECOST sebesar 86,82 mills$/kWh model Mini G4ECONS dan model NEST masing‐masing sebesar  90,16 mills$/kWh dan 94,02 mills$/kWh. Hasil perhitungan ketiga modul menunjukkan kesamaan pada  biaya operasi dan perawatan yaitu sebesar 15,39 mills$/kWh. Perbedaan hasil perhitungan terletak  pada biaya investasinya, model LEGECOST lebih murah yaitu sebesar 65,02 mills$/kWh dibandingkan  dua model lainnya yaitu sebesar 67,10 mills$/kWh dan 68,35 mills$/kWh.Sedangkan bahan bakar model  NEST lebih mahal yaitu sebesar 9,83 mills$/kWh dibandingkan kedua model yang relatif sama yaitu  sebesar 4,71 mills$/kWh. Perbedaan biaya pembangkitan listrik dari yang termurah sebesar rata‐rata  sebesar 4 mills$/kWh, artinya dengan selisih tidak terlalu besar, maka pertimbangan jika menghitung  biaya  pembangkitan  listrik  dapat  diambil  salah  satu  model  tersebut.  Meskipun  tampilan  model  menggunakan  spreadsheet,  namun  masing‐masing  model  mempunyai  karakteristik  khusus dalam  pengoperasiannya. Untuk model LEGECOST mempunyai tampilan spreadsheet dalam dollar konstan dan  bisa menghitung biaya pembangkit listrik lainnya. Hal ini sama dengan Model NEST, pada tampilan  spreadsheet dalam dollar konstan dan bisa menghitung biaya pembangkit listrik lainnya, namun dalam  model NEST juga bisa menghitung   mempunyai kelebihan   yang bias dijadikanTiga model ini bisa  dijadikan benchmark untuk menghitung biaya pembangkitan listrik baik untuk PLTN maupun non PLTN  di Indonesia.  

Kata kunci: Biaya Pembangkitan Listrik, LEGECOST, Mini G4Econs, NEST 

 

Pendahuluan 

(demand) listrik dipastikan akan terus meningkat, sementara penyediaan (supply) energi dari sumber  sumber konvensional (fossil) di masa mendatang semakin terbatas, maka tenaga nuklir merupakan salah  satu opsi untuk memenuhi kebutuhan listrik di Indonesia[1]. 

Energi Nuklir adalah  sumber  energi  potensial,  berteknologi  tinggi, berkeselamatan    handal,  ekonomis, dan berwawasan lingkungan, serta merupakan sumber energi alternative yang layak untuk  dipertimbangkan  dalam  Perencanaan  Energi  Jangka  Panjang  bagi  Indonesia  guna  mendukung  pembangunan yang berkelanjutan. Mengingat situasi penyediaan (supply) energi konvensional termasuk  listrik nasional di masa mendatang semakin tidak seimbang dengan kebutuhannya (demand), maka opsi  nuklir  dalam  perencanaan  sistem  energi  nasional  jangka  panjang  merupakan  suatu  solusi  yang  diharapkan dapat mengurangi tekanan dalam masalah penyediaan energi khususnya listrik di Indonesia.  [2]_. 

BATAN sebagai Lembaga Pemerintah, berdasarkan Undang‐undang No. 10 tahun 1997 tentang  Ketenaganukliran, telah dan akan terus bekerja bersama‐sama dengan Lembaga Pemerintah terkait,  Lembaga  Swadaya  Masyarakat,  Lembaga  dan  Masyarakat  Internasional,  dalam  mempersiapkan  pengembangan energi nuklir di Indonesia, khususnya dalam program persiapan pembangunan PLTN.  Adapun Salah satu kegiatan yang harus dilakukan dalam rangka mempersiapkan pengembangan energi  nuklir tersebut adalah studi dan kajian aspek ekonomi PLTN. Penelitian Studi ini merupakan studi khusus,  dan sehubungan Pembangkit Listrik dengan menggunakan energi nuklir ini PLTN yang belum pernah di  bangun di Indonesia, maka diperlukan penelitian bukan hanya menangani dalam menangani studi  ekonomi  saja, tetapi juga harus berpengalaman dalam masalah kelistrikan di Indonesia, sekaligus yang  mengerti tentang masalah pengetahuan tentang ketenaganukliran di Indonesia [2]. 

Penelitian ini dilakukan Studi bertujuan untuk menghitung biaya pembangkitan listrik PLTN yang  menggunakan tipe PWR dengan satuan mills$/kWh dari berbagai model/software yang semua model  tersebut dikeluarkan oleh IAEA (International Atomic Energy Agency) dalam bentuk spreadsheet. Tiga  model perhitungan biaya pembangkitan listrik dari IAEA yang selama ini digunakan BATAN dalam  menghitung harga keekonomian PLTN terdiri dari LEGECOST, Mini G4ECONS dan model NEST. Studi  Penelitian dilakukan dengan mengambil data sekunder dan menggunakan data terbaru dan telah  disesuaikan dengan studi tahun 2014.  Dalam penelitian ini akan dihitung biaya sesaat (Overnight cost),  komponen biaya bahan bakar (front‐end costs) menggunakan data harga bulanan tahun 2014. Upah  tenaga kerja yang ada diasumsikan diambil dari data Indonesia berdasarkan sesuai standar gaji PT PLN  (Persero). Dalam penelitian ini akan dikaji biayaLUEC (Levelized Unit Electricity Cost) untuk PLTN jenis  PWR yaitu AP 1000 yang mempunyai   kapasitas daya listrik 1000 MWe.Tujuan Penelitian untuk  menghitung biaya pembangkitan listrik atau Levelized Unit Electricity Cost (LUEC) dengan menggunakan  tiga model/software yaitu LEGECOST, Mini G4ECONS, dan model NEST   yang mempunyai satuan  mills$/kWh. Menganalisis hasil perhitungan ketiga model termasuk kelemahan dan kelebihan jika  menggunakan ketiga model tersebut. 

 

Metodologi 

 

 

discounted levelized cost. Harga listrik teraras adalah biaya rata‐rata teraras (levelized), yaitu biaya yang  diperlukan (dalam mata uang tetap) per kWh yang memperhitungkan semua biaya, meliputi biaya  kapital pembangunan pembangkit, biaya operasi dan biaya bahan bakar. Untuk PLTN, selain Biaya‐biaya  tersebut harus ditambah dengan biaya pengelolaan limbah dan dekomisioning, tanpa memperhitungkan  biaya sosial‐politik[3]. 

Perbandingan  harga  listrik  teraras  sulit  dilakukan,  karena  ada  banyak  faktor‐faktor  yang  mempengaruhinya, dimana faktor‐faktor tersebut dapat berbeda pada tempat lokasi dan waktu. Tujuan  perbandingan harga listrik teraras adalah untuk membantu pengambil keputusan dalam memilih PLTN  yang akan dipertimbangkan dalam rangka penentuan pemanfaatan sumber daya (resource allocation).  Harga listrik teraras tidak memperhitungkan faktor‐faktor sosial politik yang dapat mempengaruhi biaya  pembangkitan. Perhitungan dan perbandingan keekonomian PLTN tersebut akan digunakan untuk  menganalisis kelayakan ekonomi dengan menggunakan model LEGECOST, Mini G4ECONS, dan model  NEST yang berasal dari IAEA.   

Langkah‐langkah yang digunakan untuk penelitian adalah menghitung biaya yang mempengaruhi  biaya pembangkit listrik dengan cara sebagai berikut :  

 Menetapkan  parameter  teknis  dan  ekonomi  dari  PLTN  jenis  PWR  yaitu  AP  1000  yang  mempunyai  kapasitas daya listrik 1000 MWe 

 Menentukan komponen biaya pembangkit listrik seperti biaya investasi, biaya bahan bakar dan  biaya operasional dan perawatan dari PLTN jenis PWR yaitu AP 1000 tersebut.  

 Menghitung  biaya  pembangkit  listrik  dari  data  masukan  dengan  menggunakan  tiga  model/software yaitu LEGECOST, Mini G4ECONS, dan model NEST[4]. 

 Menganalisis hasil perhitungan keekonomian PLTN yang menggunakan tiga model/software  tersebut 

 

Dasar Perhitungan LUEC pada Model NEST, Mini G4Econs, dan LEGECOST  

 

NEST[5]

NEST  adalah  singkatan  dari  (NESA  economic  support  tool),  semuapersamaandidefinisikan  dalamVolume2(ekonomi) dariTECDOC‐1575 rev1, manualINPRO. Persamaantelah diprogramke dalam  perangkatNEST.Persamaan(dan NEST) digunakanuntuk memeriksa: 

  Daya saingbiayapembangkit listrik tenaga nuklirterhadap pesaingpotensial, misalnyapembangkit  listrikfosildengan menghitungsatuanlevelizedbiaya listrik(LUEC). 

  Daya tarikinvestasi dalampembangkit listrik tenaga 

nuklirdibandingkandenganpesaingpotensial,misalnyapembangkit listrik berbahan bakarfosildengan  menghitungReturn ofInvestment(ROI) danInternal Rate of Return(IRR) 

  Untukinvestor swasta(misalnya, utilitasswasta) investasiyang maksimaldia bisamembuat    berdasarkankarakteristik pasar. 

Unit  Levelized  biaya  energi  LUEC  mencakup  tiga  faktor,  biaya  modal  LUAC,  operasi,  biaya  pemeliharaan LUOM, dan bahan bakar biaya LUFC. 

LUEC = LUAC + LUOM + LUFC 

Dimana: 

LUEC  =   biaya pembangkitan listrik  LUAC  =  biaya investasi 

Mini G4Econs[6]

 

Model ini telah diberikan singkatan G4‐ECONS, berasal dari kata Generasi 4 Perhitungan Excel  berbasis Nuklir Systems. Mini G4Econs merupakan perhitungan yang memanfaatkanExcel dan meringkas  dari software G4‐ECONSyang dibuat William K dari IAEA. Untuk panduan yang menjelaskan Versi 2.0 dari  model G4‐ECONS,  dirilis ke EMWG  pada akhir September  2007[7].Rumus perhitungan  LUEC  oleh  OECD[8]adalah: 

LUEC = ∑ [(It + FUELt + O&Mt) (1 + r)‐t] / ∑ [Et (1 + r)‐t]  Dimana: 

LUEC  = Levelized Unit Electricity Costatau Biaya pembangkitan listrik 

It    = Pengeluaran investasi tiap tahun dalam periode t 

FUELt  = Pengeluaran bahan bakar tiap tahun dalam periode t 

O&Mt  = Pengeluaran operasi dan pemeliharaan tiap tahun dalam periode t 

Et    = Produksi energy tiap tahun dalam periode t 

r    =discount rate 

Biaya  investasi  merupakan  porsi  yang  paling  besar  pada  biaya pembangkitan  listrik.Dengan  asumsipembangkit  energitahunan  yang  sama,  persamaanuntuk  menghitungLevelizedbiaya  modaldolarkonstandapat dinyatakan sebagai: 

LCC = (FCR x TCIC)/E 

Dimana : 

LCC   = levelized biaya investasidalam dollarkonstan($/MWh)   FCR   = fixed charge ratedalam dollar konstan 

TCIC   = total biaya investasi dalam dollar konstan ($)   E   =  Biaya pembangkitan Listrik tahunan (MWh/year).  

FCRbiasanya  digunakanuntuk  memperhitungkanpengembalian  modal,  penyusutan,  penggantisementara, pajak properti, danpajak penghasilandandibahas secara rincidalam Oak Ridge National Laboratory(ORNL)[9].FCRdapat dihitungdengan menggunakanData Base for Nuclear and Coal-Fired Power Plant Power Generation Cost Analysis[10],  metodologiyangditerapkandalamUser Instructions for Levelized Power Generation Cost Codes Using IBM-Type PC[11]. 

 

LEGECOST  

Legecost  singkatan  dari  Levelized  Generation  Costmerupakan  program  untuk  menilai  biaya  pembangkitan listrik yang disusun oleh OR.G.Woite dari IAEA (International Atomic Energy Agency).  Dalam program ini terdapat parameter‐parameter baik secara teknis maupun ekonomi, selanjutnya  dinilai biaya konstruksi, termasuk IOC (Interest During Construction) sampai dengan biaya investasinya,  kemudian biaya perawatan dan pemeliharaannya serta terdapat penilaian tentang daur bahan bakar  yang meliputi pembefian uranium alam sampai penyimpanan lestari bahan bakar bekas, ataupun olah‐ ulangnya (reprocessing). Selanjutnya berdasarkan perhitungan‐perhitungan di atas biaya‐biaya tidak  diurai mengikuti tahun demi tahun, tetapi dinyatakan dalam besaran pada tahun awal operasi, besaran  nilai kini atau besaran teraras (Ievelized) , dan semua harga dinyatakan dalam nilai dollar tetap. Adapun  rumus perhitungan biaya teraras investasi, bahan bakar, perawatan dan pemeliharaan serta biaya  pembangkitan dengan menggunakan program Legecost [12] adalah sebagai berikut:  

 

(Jumlah energi yang dibangkitkan dalam nilai kini)  d. Biaya teraras pembangkitan   = (Jumlah total biava dalam nilai kini) 

(Jumlah energi yang dibangkitkan dalam nilai kini) 

 

Asumsi dan Data untuk Biaya Pembangkitan Listrik PLTN 

Parameter dasar ekonomi yang digunakan pada data pembangkit tenaga listrik yang digunakan  untuk  menghitung dan mengevaluasi keekonomian adalah sebagai berikut: Referensi pembangkit  (reference plant) yang digunakan pada studi ini adalah PLTN ukuran large jenis PWR dengan kapasitas  1000 MWe, dalam kasus ini diambil PLTN AP 1000. PLTN large jenis PWR ini dipilih karena pertimbangan  sebagai berikut: (i) Desain, operasi dan performance‐nya telah terbukti baik, dan bukan First‐Of‐A‐Kind,  (ii) Kapasitas pembangkit cukup besar untuk memenuhi skala ekonomi dan cocok untuk jaringan Jawa‐ Bali, (iii) Biaya kapital kompetitif, (iv) Tersedia data rinci mengenai biaya EPC (Engineering Procurement  and Construction)  termasuk  disbursement‐nya,  lama konstruksi,  dan  biaya O&M  (Operation and  Maintenance)[12].

 

Biaya Investasi PLTN  

Biaya investasi PLTN biasanya disebut biaya sesaat (overnight cost), yaitu biaya yang belum  memasukkan tingkat suku bunga selama konstruksi atau Interest During Construction (IDC). Biaya ini  terdiri dari biaya EPC (Engineering Procurement Construction), biaya pengembangan (development costs)  dan biaya lain‐lain (other costs) sertabiaya contigency. Komposisi biaya kapital untuk EPC terdiri atas  biaya nuclear island, conventional island, balance of plant, construction dan erection work, design dan  engineering[14]. 

Biaya investasi yang dihitung disesuaikan dengan disbursement selama masa konstruksi, dan data  tersebut diambil dari data terbaru tahun 2014. Pembangunan PLTN memerlukan dana yang cukup besar  sehingga biasanya pemilik modal (owner) tidak cukup dana untuk membiayai pembangunan PLTN  tersebut. Owner biasanya meminjam dana dari lembaga keuangan internasional, dengan demikian ada  konsekuensi biaya berupa interest during construction (IDC). Biaya sesaat apabila ditambahkan dengan  IDC disebut juga dengan biaya investasi.Secara rinci dapat dilihat pada Tabel 1. 

 

Biaya Bahan Bakar  

Pembuatan bahan bakar nuklir untuk PLTN terdiri dari 4 tahap yang masing‐masing memberi  kontribusi pada harga bahan bakar nuklir daur terbuka (front end costs), yaitu: i) harga uranium alam  (U2O8), ii) biaya konversi, iii) biaya pengkayaan (separative work unit / SWU), iv) biaya fabrikasi. Dalam 

bulan Juni 2013 biaya dalam US$ untuk mendapatkan 1 kg uranium UO2 bahan bakar reaktor pada harga 

pasar pada 45.000 MWd/t burn‐up akan memberikan 360.000 kWh electrical per kg. sehingga   biaya  bahan bakar menjadi  0.66 c/kWh[23] 

Back‐end cost merupakan biaya penanganan bahan bakar bekas sesudah dipakai dan keluar dari  reaktor,  berupa  biaya  penyimpanan  sementara  on‐site  di  PLTN  dan  biaya  penyimpanan  lestari  (permanent storage) di repository akhir, dimana untuk daur bahan bakar tertutup (closed fuel cycle)  biaya back‐end juga termasuk biaya reprocessing. Burn‐up bahan bakar nuklir merupakan besarnya  energi yang dihasilkan oleh reaktor untuk setiap metrik ton U235. Besarnya burn‐up U235 tergantung  pada teknologi reaktor yang dari tahun ke tahun terus meningkat. Nilai burn‐up yang dipakai pada studi  ini adalah 60.000 MWd per metrik ton uranium, sesuai dengan spesifikasi reference plant yang dipilih.  Dalam  studi  ini  biaya  back‐enddiperkirakan  sebesar  840  US$/kgHM  tidak  termasuk  biaya  reprocessing.Secara rinci dapat dilihat pada Tabel 1. 

Biaya Operasi dan Perawatan (Operation and Maintenance Costs) 

  Biaya operasi dan perawatan (O&M Cost) merupakan biaya yang dibutuhkan untuk menjalankan  operasi  rutin  PLTN.  Biaya  O&M  besarnya  bergantung  pada  teknologi  dan  kapasitas  daya  yang  terpasang.O&M Cost dibedakan menjadi dua, yaitu biayavariable O&M dan biayafixed O&M. BiayaFixed  O&M merupakan biaya operasional rutin, yang antara lain meliputi biaya pegawai, property tax,plant  insurance,  dan  life‐cycle  maintenance.  Variabel  O&M  costs  mencakup  biaya  bahan  bakar,  dan  consumables materials. Variabel O&M cost juga terdiri dari biaya‐biaya untuk pemeliharaan langsung  unit pembangkit, pemeliharaan gedung pembangkit, dan pemeliharaan oleh outsourcing. Varibel O&M  cost  dan  Fixed  O&M  cost  merupakan  biaya  yang  bergantung  pada  fungsi  produksi  dari  PLTN.   Diasumsikan biaya total O&M beserta rinciannya biaya Fixed O&M sebesar 94,89 US$/kWe dan biaya  Variabel O&M sebesar 3,36 mills$/kWh[2].Secara rinci dapat dilihat pada Tabel 1 

 

Tabel 1.Data untuk Tiga Model 

No  Parameters  Data input Model 

NPP 1000 MWe [15] 

1.   Net electric power (MWe)  1115 

2.   Construction time (years)  5 

3.   Lifetime of the plant (years)   60 

4.   Average Load Factor (%)  0.93 

5.   Decommissioning cost (mills/kWh)  1.7 

6.   Overnight construction cost ($/kWe)[16]  ₃₅₁₆  

7.   Contingency cost ($/kWe)[16]  703 

8.   Owners cost ($/kWe)[16]  114 

9.   Normalized capital investments schedule   (share per year) during construction (wi) [17] 

10.   Real discount rate [6]  0.10 

11.   Fixed O&M cost ($/kWe)  94,89 

12.   Variable O&M cost (mills$/kWh)  3,36  13.   Nuclear fuel backend cost ($/kg)[16]  840   14.   Spent nuclear fuel average burnup (MWd/kg)  60   15.   Net thermal efficiency of the plant   0.3265  16.   Natural U purchase cost ($/kg nat U3O8) [19]  130  

17.   U conversion cost  ($/kgHM)[19]  ₁₁   18.   U enrichment cost ($/SWU) [19]  120   19.   Nuclear fuel fabrication cost  ($/kg)[19]  240   20.   Time from U purchasing till fuel loading (t1‐t0, years)[20]  _‐2   21.   Time from U conversion till fuel loading (t2‐t0, years)[20]  ‐1.5   22.   Time from U enrichment till fuel loading (t3‐t0, years) [20]  ‐1   23.   Time from fuel fabrication till loading (t4‐t0, years) [20]  _‐0.5  

24.   Losses at U purchasing[21]  0 

25.   Losses at U conversion[21]  0.005 

26.   Losses at U enrichment[21]  ₀ 

27.   Losses at fuel fabrication [21]  0.01 

 

Hasil Pembahasan  

Hasil perhitungan biaya pembangkitan (Levelized Unit Electricity Cost) dengan menggunakan ketiga  model/software tersebut dengan discount rate 10% per tahun dan dengan asumsi input data untuk  ketiga model sama, dan dengan puncak waktu penggunaan beban tahunan 7884 jam (sesuai dengan  load factor 90%), menunjukkan biaya pembangkitan listrik PLTN paling murah ditunjukkan model  LEGECOST sebesar 86,82 mills$/kWh kemudian berturut‐turut model Mini G4ECONS dan model NEST  masing‐masing sebesar 90,16 mills$/kWh dan  94,02  mills$/kWh.  Hasil perhitungan ketiga modul  menunjukkan kesamaan pada biaya operasi dan perawatan yaitu sebesar 15,39 mills$/kWh.  Perbedaan  hasil perhitungan terletak  pada biaya investasinya, model LEGECOST lebih  murah sebesar 65,02  mills$/kWh dibandingkan dua model lainnya yaitu model NEST dan Mini G4Econs masing‐masing  sebesar 67,10 mills$/kWh dan 68,35 mills$/kWh. Secara rinci dapat dilihat pada Tabel 2. 

Perbedaan biaya investasi ini  terletak  pada rumus dalam menghitung  biaya  Interest  During  Construction Cost (IDC). IDC model Legecost sebesar 1166 US$/kWe, IDC model NEST sebesar 1467  US$/kWe dan IDC model MiniG4Econs sebesar 1300 US$/kWe. Sedangkan biaya bahan bakar pada  model NEST lebih mahal yaitu sebesar 9,83 mills$/kWh dibandingkan kedua model yang relatif sama  yaitu sebesar 4,71 mills$/kWh. Perbedaan biaya bahan bakar terletak pada input data pada msing‐ masing model, untuk model NEST input data lebih komplek dan rinci dibandingkan dua model lainnya,  akibatnya ada perbedaan dalam hasilnya. Dari perhitungan tiga model tersebut, perbedaan biaya  pembangkitan listrik dari yang termurah sebesar rata‐rata sebesar 4 mills$/kWh, artinya dengan selisih  tidak terlalu besar, maka pertimbangan jika menghitung biaya pembangkitan listrik dapat diambil salah  satu model tersebut. 

Tabel 2. Hasil Perhitungan LUEC Tiga Model  Keterangan  Model LEGECOST  

(mills$/kWh) 

Model NEST   (mills$/kWh) 

Model Mini G4Econs  (mills$/kWh) 

Biaya Investasi  65,02  67,10  68,35 

Biaya O&M  15,39  15,39  15,39 

Biaya Bahan Bakar   4,71  9,83  4,71 

Biaya Decommissioning  1,70  1,70  1,70 

Total Levelized Unit Electricity Cost (LUEC)  86,82  94,02  90,16   

Kesimpulan  

Hasil perhitungan biaya pembangkitan listrik PLTN paling murah ditunjukkan model LEGECOST  sebesar 86,82 mills$/kWh kemudian berturut‐turut model Mini G4ECONS dan model NEST masing‐ masing sebesar 90,16 mills$/kWh dan 94,02 mills$/kWh.Perbedaan biaya terletak pada biaya investasi  dan biaya bahan bakar.Perbedaan biaya investasi ini terletak pada rumus dalam menghitung biaya  Interest During Construction Cost (IDC). Perbedaan biaya bahan bakar terletak pada input data pada  msing‐masing model, untuk model NEST input data lebih komplek dan rinci dibandingkan dua model  lainnya. Meskipun tampilan model mempunyai kesamaan dalam menggunakan spreadsheet, namun  masing‐masing model mempunyai karakteristik khusus dalam pengoperasiannya. Tiga model ini bisa  dijadikan benchmark untuk menghitung biaya pembangkitan listrik baik untuk PLTN maupun non PLTN  di Indonesia.  

DAFTAR PUSTKA 

[1]  DEPARTEMEN ESDM, “Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional, Jakarta, 25 April 2005”. 

1979‐1208 

[3]  MOCHAMAD  NASRULLAH,  “Studi  Perbandingan  Harga  dan  Tarif  Listrik  PLTN  dari  Berbagai  Negara”, Presentasi Ilmiah tanggal 1 Mei 2009 

[4]  IAEA, Guidance for the Application of an Assessment Methodology for Innovative Nuclear Energy  Systems, IAEA‐TECDOC‐1575, Vol.2, Economics, Vienna: IAEA, 2008 

[5]  IAEA, “NESA Support Package: INPRO area of Economics”,IAEA 2010 

[6]  IAEA, “Cost Estimating Guidelines For Generation IV Nuclear Energy Stystem”, The Economic  Modeling Working Group Of the Generation IV International Forum, 2008 

[7]  IAEA, “User’s Manual for G4‐ECONS Version 2.0 A Generic EXCEL‐based Model for Computation of  the Projected Levelized Unit Electricity Cost (LUEC) and/or Levelized non‐Electricity Unit Product  Cost (LUPC)”, The Economic Modeling Working Group Of the Generation IV International Forum   Generation IV Systems Maret 2008 

[8]  IEA and NEA, 1998, Projected Costs of Generating Electricity: Update 1998, Organisation for  Economic Cooperation and Development, Paris, France 

[9]  Delene, J.G., and Hudson, C.R., 1993, Cost Estimate Guidelines for Advanced Nuclear Power  Technologies, ORNL/TM‐10071/R3, Oak Ridge National Laboratory, Oak Ridge, TN, U.S. 

[10]  ORNL, 1988, Nuclear Energy Cost Data Base: A Reference Data Base for Nuclear and Coal‐Fired  Power Plant Power Generation Cost Analysis (NECDB), DOE/NE‐0095, prepared by Oak Ridge  National Laboratory, Oak Ridge, TN, U.S 

[11]  Coen, J. J., and Delene, J.G., 1989, User Instructions for Levelized Power Generation Cost Codes  Using an IBM‐Type PC, ORNL/TM‐10997, Oak Ridge National Laboratory, Oak Ridge, TN, U.S  [12]  M. NASRULLAH DKK, “Studi Perbandingan Harga Listrik Reaktor Temperatur Tinggi Dengan 

Sistem Pembankit Lainnya Menggunakan Program LEGECOST”Jumal Pengembangan Energi  Nuklir Vol. 2, No.3 September 2000.. 105 ‐116 

[13]  PLN‐BATAN, “ Laporan “Study Ekonomi, Pendanaan dan Struktur Owner Dalam Rangka Rencana  Persiapan Pembangunan PLTN Pertama di Indonesia” 2006 

[14]  Batan  &  Korea  Hydro  Nuclear  Power  Co.,  Ltd  (KHNP),  Report  on  The  Joint  Study  for  ProgramPreparation & Planning of The NPP Development in Indonesia (phase1), December 2004)  [15]  WESTINGHOUSE, "AP1000 Advanced Nuclear Power Plant, Overview of Plant Description," 2011  [16]  PT Surveyor Indonesia and AF Consult, "Feasibility Study for Bangka Nuclear Power Plant Project ‐ 

Non‐Site Aspect, Prepared for the National Nuclear Energy Agency of Indonesia(BATAN)," Jakarta,  2013 (BATAN)," Jakarta, 2013. 

[17]  INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, "Mini G4ECONS Software,"  Vienna, 2008  [18]  PT PLN (STATE UTILITY) 

"http://www.pln.co.id/dataweb/TTL2014/08_Tariff%20Adjusment%20Desember%202014.  pdf,"  December 201 

[19]  World Nuclear Association, "http://www.world‐nuclear.org/info/Economic‐Aspects/Economics‐of‐ Nuclear‐Power/," June 2013 

[20]  "http://www.oecd‐nea.org/ndd/reports/efc/EFC‐complete.pdf.".  [21]  NEA‐OECD, "The Economics of the Nuclear Fuel Cycle," 1994  [22]  US NRC, "AP1000 Design Control Document," 2011 

[23]  WNA,” Economics of Nuclear Power,”(Updated 16 February 2015) 

[24]  Japan  National  Association,  Nuclear  Power  and  Deregulation,  dapat  dilihat  di  website   http://www.japannuclear.org/nuclearpower/program/dereg.html 

[25]  Hasil perhitungan the Advisory Committee for Natural Resources and Energy pada 

bulan December 1999 yang dikutip oleh The Position of Nuclear Energy in Japan, dalam website  http://www.enecho.meti.go.jp/english/ policy/nuclear/position.html