PEMBANGUNAN PLTU SKALA KECIL TERSEBAR 14 MW DI MELAK KALIMANTAN TIMUR SEBAGAI PROGRAM PT.PLN UNTUK MENGATASI KRISIS KELISTRIKAN DI INDONESIA TIMUR

(1)

PEMBANGUNAN PLTU SKALA KECIL TERSEBAR 14 MW DI MELAK

KALIMANTAN TIMUR SEBAGAI PROGRAM PT.PLN UNTUK MENGATASI KRISIS

KELISTRIKAN DI INDONESIA TIMUR

Bayu Hermawan – 2206 100 717

Jurusan Teknik Elektro-FTI, Institut Teknologi Sepuluh Nopember Kampus ITS,Keputih-Sukolilo,Surabaya-60111

Abstrak

Sistem kelistrikan Provinsi Kalimantan Timur saat ini dipasok dari sistem interkoneksi tegangan tinggi 150 kV yang disebut sistem Mahakam, melayani kota Samarinda, Balikpapan dan Tenggarong. Sistem Mahakam dipasok dari beberapa jenis pembangkit yaitu PLTU, PLTD, PLTGU dan PLTG dengan daya terpasang 321 MW, daya mampu 230 MW dan beban puncak 244 MW. Dari neraca daya terlihat masih mengalami defisit daya, sehingga pada waktu tertentu saat beban puncak terjadi pemadaman bergilir. Berkenaan dengan kondisi tersebut diatas, maka PLN setempat dalam beberapa tahun terakhir tidak dapat melayani penyambungan pelanggan baru sampai ada tambahan pembangkit baru, dan saat ini terjadi daftar tunggu yang cukup besar. Jadi untuk menjamin pasokan listrik di Kalimantan Timur di masa-masa yang akan datang, pemerintah mengeluarkan kebijakan untuk membangun pembangkit baru di Kalimantan Timur menggunakan batubara sebagai bahan bakarnya. Salah satunya yaitu PLTU Melak dengan Kapasitas 14 MW. Pembangunan PLTU Melak berkapasitas 14 MW ini diatur dalam Permen ESDM No.15 Tahun 2010 tentang Program Diversifikasi Listrik 10.000 MW Tahap II. Diharapkan dengan pembangunan PLTU Melak 14 MW ini, krisis listrik di Kalimantan Timur dapat dikurangi.

Kata kunci : Krisis Energi Listrik, Beban puncak, Black Out, PLTU Melak 14 MW 1. PENDAHULUAN

Pertumbuhan permintaan akan energi listrik dalam lima tahun terakhir mengalami kenaikan yang signifikan (rata rata di atas 7% per tahun) seiring dengan pertumbuhan ekonomi Indonesia. Pertumbuhan permintaan energi listrik ini harus tetap dipenuhi karena energi listrik merupakan bagian yang tidak terpisahkan dari faktor pendorong investasi dan masih banyaknya masyarakat yang belum menikmati tenaga listrik. Rasio elektrifikasi di Indonesia masih berkisar 65 %.

Sebelum diluncurkannya mega proyek Percepatan 10.000 MW tahap I, pertumbuhan permintaan tidak diikuti oleh pembangunan pembangkit sebagai dapur utama penyediaan energi listrik. Dampak utama yang dirasakan adalah terjadinya krisis energi pada medio tahun 2007 sampai akhir 2008, yang ditandai dengan adanya pemadaman bergilir. Pemadaman ini juga melanda sistem Jawa dan Bali yang merupakan 80 % pemakaian energi seluruh nusantara..

Dengan melihat laju pertumbuhan yang sangat besar dan proyeksi pertumbuhan ekonomi yang positif, daya yang akan tersedia dalam proyek 10.000 MW tahap I diperkirakan sudah tidak memadai lagi pada akhir tahun 2012. Untuk itu, pemerintah mulai mencanangkan program 10.000 MW tahap II. Pada program 10.000 MW tahap II ini, energi primer pembangkitan sudah bervariasi bahkan energi terbarukan (renewable energy) mendapatkan porsi 70% (7.000 MW).

Keterlibatan para perekayasa dalam negeri belum dioptimalkan. Selain itu dengan adanya Global Warming issue dan target MDG, perlu pembangunan pembangkit yang ramah lingkungan dengan berbahan bakar terbarukan guna memenuhi target 70% tersebut.

Ada 93 pembangkit yang direncanakan pembangunannya dalam program 10.000 MW tahap II ini yang diatur dalam Permen ESDM No, 2 tahun 2010. Dalam Permen ini dijelaskan bahwa proyek-proyek pembangkit tenaga listrik yang akan dibangun menggunakan bahan bakar energi terbarukan, batubara dan gas, 21 pembangkit akan dibangun PT PLN (Persero) dan 72 pembangkit melalui kerjasama PT PLN (Persero) dengan pengembang listrik swasta. Masa berlaku Permen adalah sejak tanggal 27 Januari 2010 hingga tanggal 31 Desember 2014.

Diantara 93 proyek tersebut, terdapat satu PLTU yang akan dibangun di kecamatan Melak Kalimantan

(2)

Timur dengan rencana awal berkapasitas 7 MW. Dengan adanya dinamika perkembangan program pembangunan pembangkit 10.000 MW ini, maka Permen ESDM No. 2 tahun 2010 direvisi pada tanggal 27 Agustus 2010 dan diganti dengan Permen ESDM No.15 tahun 2010. Dalam Permen yang baru ini ditetapkan bahwa pelaksanaan pembangunan PLTU Melak sebesar 14 MW dibangun dalam 2 unit ( 2 x 7 MW ).

Proyek ini rencananya akan dibangun di Kabupaten Kutai barat.

2. PERENCANAAN PLTU 2.1 Bagian-Bagian Penting PLTU

Di dalam PLTU terdapat beberapa bagian-bagian yang penting yaitu:

 Ketel Uap (Boiler)

Ketel uap adalah salah satu peralatan pada pembangkit jenis uap yang sangat penting karena ketel uap harus tetap berfungsi dalam keadaan apapun. Dimana air bersuhu rendah dan bertekanan rendah yang masuk ketel uap dipanaskan hingga menjadi uap bertekanan yang sesuai dengan yang diperlukan. Kadang-kadang ini dipanaskan lagi di superheter hingga diperoleh uap dengan suhu dan tekanan yang lebih tinggi. Hal ini akan lebih efisien bagi mesin untuk mengkonversikan tenaga panas dalam uap menjadi tenaga mekanis.

 Turbin uap

Turbin berfungsi untuk mengubah energi thermal menjadi energi mekanik.Turbin jenis ini beroperasi dengan fluida kerja berupa uap yang berasal dari air yang dipanaskan. Proses pemanasan berlangsung di dalam boiler atau steam-generator, atau yang juga populer dengan sebutan ”ketel uap”.

 Generator

Generator berfungsi untuk mengubah energi mekanik menjadi energi listrik.

 Condensor

Untuk mengkondensasikan uap bekas proses dengan air yang digunakan kembali sebagai air pengisi ketel uap.

 Pump/pompa

Alat ini digunakan untuk meningkatkan tekanan fluida kerja yaitu air. Pompa harus mampu memenuhi tekanan yang dibutuhkan di dalam boiler.  Economizer

Pemindah panas (head exchanger) yang menaikkan temperatur air dari tekanan rendah /normal ke temperatur jenuh yang sesuai dengan tekanan boiler.

 Superheater

Digunakan untuk menghilangkan butiran-butiran air yang mungkin masih terdapat pada uap yang disemprotkan oleh boiler untuk masuk ke turbin uap.

Gambar 2.1 Bagian-Bagian Utama PLTU 2.2 Perencanaan Teknik PLTU

Perencanaan teknik PLTU relatif dapat mengikuti produk pabrik yang sudah dibuat standar . Untuk PLTU ada beberapa hal spesifik yang perlu disurvei yaitu :

a. Penyediaan bahan bakar meliputi pengadaan, transportasi pembongkaran dan penyimpanannya.

b. Penyediaan air dingin untuk pengisi Boiler dan Pendingin kondenser.

Lokasinya biasa dipilih yang mudah dalam transportasi BBM dan tersedia banyak air. Dalam hal ini dipilih di tepi pantai. Selain itu juga harus dipikirkan bagaimana penyaluran listriknya, agar tidak terlalu besar lossesnya maka dipilih lokasi yang tidak terlalu jauh dengan pusat beban.

2.3 Harga Energi Listrik

Secara umum harga energi yang dihasilkan suatu pembangkit listrik dihitung dengan parameter-parameter yang diperlukan, yaitu:

1. Biaya pembangkitan per Kw 2. Biaya pengoperasian per kWh 3. Biaya perawatan per kWh 4. Suku bunga

5. Depresiasi 6. Umur operasi

7. Daya yang dibangkitkan

Dengan parameter-parameter seperti yang tersebut diatas dapat dihitung harga energi lstrik tiap kWh yang dibangkitkan oleh suatu pembangkit tenaga listrik.

(3)

a. Annuity suku bunga

Nilai suku bunga yang dipergunakan adalah suku bunga per tahun yang harus dibayar dengan memperhitungkan umur dari pembangkit yang mempunyai rumus sebagai berikut:

1 ) 1 ( ) 1 (     _n Sb i n i i A b. Annuity depresiasi

Nilai depresiasi didapatkan dari perkiraan penyusutan nilai pembangkit per tahun hingga mendekati atau mencapai 100 persen dari nilai (value) pembangkit dan nilai depresiasi per tahun mempunyai rumus sebagai berikut:

1 ) 1 (    n d d d A c. Harga energi tan ) ( tan perawa operasi ansetahun dibangkitk energiyang A A xkapasitas ngki biayapemba sb d    Dimana : i = suku bunga (%) d = depresiasi (%)

n = umur pembangkit (tahun) 2.4 Analisa Ekonomi Investasi

Sebelum suatu proyek dilaksanakan perlu dilakukan analisa dari investasi tersebut sehingga akan diketahui kelayakan suatu proyek dilihat dari sisi ekonomi investasi, yaitu:

a. Net Present Value (NPV)

NPV adalah nilai sekarang dari keseluruhan Discounted Cash Flow atau gambaran ongkos total atau pendapatan total proyek dilihat dengan nilai sekarang (nilai pada awal proyek). Teknis perhitungan yang harus dilakukan adalah mentransfer seluruh aliran keuangan yang terjadi selama umur proyek (tahun pertama sampai tahun ke-n) ke dalam suatu harga present value (nilai tahun ke-0), tanpa memperhatikan pada tahun keberapa investasi dapat dikembalikan, berarti proyek layak. Menghitung NPV dilakukan dengan cara menghitung cash flow tiap tahun yakni dengan membandingkan antara

pengeluaran dan pemasukan pada tiap-tiap tahun, lalu menghitung discount factor maka akan didapat discount cash flow dengan mengalikan cash flow dan discount factor.

b. Internal Rate of Return (IRR)

IRR adalah discount rate yang akan menghasilkan NPV = 0. Besarnya NPV dari suatu cash flow akan bergantung pada tingkat discount yang dipakai. Semakin besar discount rate maka NPV semakin menurun. Dengan kata lain, IRR adalah suatu indikator yang dapat menggambarkan kecepatan pengembalian modal dari suatu proyek. Proyek layak diterima apabila IRR lebih besar dari suku bunga di bank atau tingkat pengembalian untuk suatu proyek investasi (minimum attractive rate of return - MARR). Jika tidak, maka lebih ekonomis menyimpan uang di bank. IRR dasarnya harus dicari dengan cara coba-coba (trial and error). 3. Kondisi Umum Kalimantan Timur

3.1 Kalimantan Timur

Wilayah Kalimantan Timur dengan luas mencapai 245.237,80 km² atau satu setengah kali pulau Jawa dan Madura (11% dari total luas wilayah Indonesia), sebagian besar merupakan daratan yakni 20.039.500 Ha. (81,71%), sedangkan lautan hanya 4.484.280 Ha. (18,29%). Daerah yang terkenal sebagai gudang kayu ini mempunyai ratusan sungai yang tersebar di hampir semua kabupaten dan kota dengan sungai terpanjang Sungai Mahakam.

Batas wilayah provinsi yang menjadi pintu gerbang utama pembangunan Indonesia di bagian timur ini adalah :

 Utara : Negara Bagian Sabah (Malaysia Timur).

 Timur : Selat Makasar, Laut Sulawesi dan Selat Sulawesi.

 Selatan : Kalimantan Selatan.

 Barat : Kalimantan Tengah, Kalimantan Barat dan Negara Bagian Serawak (Malaysia Timur).

(4)

Ibukota provinsi Kalimantan Timur adalah Samarinda yang terletak di tepi Sungai Mahakam. Samarinda dapat dicapai lewat darat dan udara, meskipun harus transit di Kota Balikpapan yang merupakan tempat beradanya Bandara Internasional Sepinggan. Kemudian dilanjutkan dengan penerbangan Cassa 212 dengan jadwal penerbangan setiap hari kecuali hari Minggu, ke bandara Temindung. Wilayah Kalimantan Timur didominasi topografi bergelombang, dari kemiringan landai sampai curam, dengan ketinggian berkisar antara 0-1500 meter dpl dengan kemiringan 60 %. provinsi Kalimantan Timur termasuk iklim Tropika Humida dengan curah hujan berkisar antara 1500-4500 mm per tahun. Temperatur udara minimum rata-rata 21°C dan maksimum 34°C dengan perbedaan temperatur siang dan malam antara 5°-7°C.Temperatur minimum umumnya terjadi pada bulan Oktober sampai Januari, sedangkan temperatur maksimum terjadi antara bulan Juli sampai dengan Agustus.

Gambar 3.1 Peta Propinsi Kalimantan Timur 3.2 Kabupaten Kutai Barat

Kabupaten Kutai Barat dengan Ibukota Sendawar merupakan pemekaran dari wilayah Kabupaten Kutai yang telah ditetapkan berdasarkan UU. Nomor 47 Tahun 1999. Dengan luas sekitar

31.628,70 Km2 atau kurang lebih 15 persen dari luas Propinsi Kalimantan Timur, Secara Geografis Kabupaten Kutai Barat terletak antara 113048’49’’ sampai dengan 116032’43’’ Bujur Timur serta diantara 1031’05’’ Lintang Utara dan 1009’33’’ Lintang Selatan. Adapun wilayah yang menjadi batas Kabupaten Kutai Barat adalah sebagai berikut :

 Sebelah Utara : Kabupaten Malinau dan Negara Sarawak (Malaysia Timur)  Sebelah Timur : Kabupaten Kutai

Kartanegara di

 Sebelah Selatan : Kabupaten Penajam Paser Utara di

 Sebelah Barat : Propinsi Kalimantan Tengah serta Propinsi Kalimantan Barat.

Gambar 3.2 Peta Kabupaten Kutai Barat

Bila dilihat perbandingan antara jumlah penduduk dengan luas wilayahnya maka dapat diperoleh Kepadatan penduduk untuk Kabupaten Kutai Barat adalah sebesar 6,82 jiwa/Km2. Kabupaten Kutai Barat terbagi menjadi 21 Kecamatan dan 238 Kampung. Kabupaten Kutai

(5)

Barat mempunyai luas wilayah 31.628,70 Km² dengan perincian sebagai berikut :

Tabel 3.1 Pembagian Wilayah Administrasi dan Luas Wilayah Kabupaten Kutai Barat Kecamatan Jumlah Desa Rumah Tangga Luas Wilayah (Km2₎ 01. Bongan 16 2.313 2.274,40 02. Jempang 12 2.479 654,40 03. Penyinggahan 6 1.115 271,90 03. Penyinggahan 12 2.303 496,68 05. Muara Lawa 8 1.725 444,50 06. Damai 14 2.280 1.750,43 07. Barong Tongkok 21 5.970 492,21 08. Melak 6 3.560 287,87 09. Long Iram 11 2.032 1.462,01 10. Long Hubung 10 1.968 530,90 11. Long Bagun 11 2.220 4.971,20 12. Long Pahangai 13 1.252 3.420,40 13. Long Apari 10 1.070 5.490,70 14. Bentian Besar 9 858 886,40 15. Linggang Bigung 11 3.811 699,30 16. Siluq Ngurai 16 1.345 2.015,58 17. Nyuatan 10 1.442 1.740,70 18. Sekolaq Darat 7 2.334 165,46 19. Manor Bulatn 15 2.307 867,70 20. Tering 13 2.850 1.804,16 21. Laham 5 610 901,80 Jumlah 238 45.844 31.628,70 (Sumber : Data Statistik BPS Kaltim)

Dari tabel diatas dapat dijelaskan bahwa Kecamatan long Apari merupakan wilayah kecamatan terluas yaitu + 5.490,70 Km², sedangkan untuk wilayah terkecil yaitu Kecamatan sekolaq Darat dengan luas + 165,46 Km².

4. PERENCANAAN PEMBANGUNAN PLTU MELAK 14 MW

4.1 Analisis Ketersediaan Batubara PLTU Melak 14 MW

PLTU Melak memiliki kapasitas 14 MW dengan faktor kapasitas sebesar 0.85 menggunakan bahan bakar batubara berkalori rendah 4.200 Kcal/kg dengan konsumsi batubara pada Tabel 4.1

Tabel 4.1

Konsumsi Batubara PLTU 14 MW

Kapaitas Konsumsi/jam (ton/jam) Konsumsi/hari (ton/hari) Konsumsi/tahun (ton/tahun) 1 MW 0,61 14,71 5.370 14 MW 8,6 206 75.190

(Sumber: www.pln.co.id data diolah kembali)

Energi listrik per tahun dari PLTU:

Energi listrik = Kapasitas x Jam operasi x Faktor kapasitas...(4.1)

= 14 MW x 8424 jam/tahun x 0.85 = 100.245.600 kWh/tahun Kebutuhan energi panas

Kebutuhan energi panas = Batubara per tahun x LHV…...(4.2) = 75.190.000 kg/tahun

x 4.200 kcal/kg = 315.789.000.000kcal

/tahun

Kebutuhan batubara untuk produksi 1 kwh Kebutuhan batubara untuk produksi 1 kwh = Konsumsi energi / Energi listrik...(4.3) = 75.190.000 kg/tahun/(100.245.600 KWh/ tahun)

= 0,75 kg/kWh

Jika masa operasi PLTU diasumsikan 25 tahun, maka:

Jumlah batubara yang dibutuhkan selama operasi = 75.190.000 kg/tahun x 25 tahun

= 1.879.750.000 kg

Karena batu bara yang digunakan dipasok secara utama dari Kalimantan Timur, maka jika dibandingkan dengan cadangan batu bara yang dimiliki Kalimantan Timur yang berhasil dihitung pada tahun 2009 maka:

Pemakaian batubara untuk PLTU

Untuk kebutuhan Batubara PLTU Melak di bagi

dengan jumlah Batubara yang ada di

Kalimantan

= 1.879.750.000 kg/23.455.000.000 x 100%

= 0,080%

Jadi total pemakaian untuk PLTU berkisar 0,080 % dari total batu bara yang terdapat di Kalimantan Timur berdasarkan data yang berhasil dihimpun pada tahun 2009. Jika efisiensi thermal PLTU dapat ditingkatkan, maka pemakaian batu bara untuk PLTU dapat dikurangi.

Dengan potensi batubara Kalimantan Timur seperti yang telah diuraikan di atas, maka dapat dipastikan realisasi pembangunan PLTU Melak tidak akan mengalami kesulitan dalam hal penyediaan batu bara selama operasinya dalam 25 tahun pertama.

(6)

Tabel 4.2 Pemakaian Bahan Bakar Untuk PLTU Melak 14 MW

No Perhitungan PLTU

Batubara

1 Energi listrik per tahun (KWh/tahun) 100.245.600 2 Kebutuhan energi kalor (Kcal/tahun) 315.789.000.000 3 Kebutuhan bahan bakar per tahun (kg) 75.190.000 4 Kebutuhan batubara untuk produksi 1

kwh (kg/kWh) 0,75

5 Kebutuhan bahan bakar selama 25 tahun

(kg) 1.879.750.000

6 Prosentase pemakaian bahan bakar dari

cadangan bahan bakar yang tersedia (%) 0,080

(Sumber: hasil perhitungan diatas)

4.2 Peramalan Beban Dengan Regresi Linier Berganda

Dengan analisis ini akan dibahas tentang penghitungan perkiraan kebutuhan energi listrik Di Propinsi kalimantan timur, sehingga akan didapat hasil perhitungan kebutuhan energi listrik sampai tahun 2034.

Tabel 4.3 Data Input Perhitungan Kebutuhan Beban Propinsi Kalimantan Timur

Tahun Energi terjual (GWH)

RT Bisnis Industri Publik Penduduk PDRB 2000 589,91 388.645 21.700 226 9.078 2.539.160 30.924.688 2001 725,91 391.541 22.340 228 9.762 2.608.620 31.196.896 2002 861,91 394.438 22.980 230 10.445 2.678.080 31.469.104 2003 997,91 397.335 23.620 233 11.129 2.747.540 31.741.311 2004 1.133,92 400.321 24.260 235 11.812 2.817.000 32.013.519 2005 1.307,02 396.049 25.385 234 11.599 2.887.100 32.285.727 2006 1.355,97 401.692 25.589 242 12.394 2.955.500 32.689.170 2007 1.603,25 432.416 25.624 245 17.220 3.024.800 32.526.574 2008 1.556,71 406.143 25.847 244 13.782 3.094.700 33.315.782 2009 1.886,66 408.307 28.456 244 14.323 3.164.800 33.333.460

(Sumber : Data Statistik PLN Kalimantan Timur) Tabel 4.4 Proyeksi Kebutuhaan Beban Kalimantan

TImur Menggunakan Regresi Linier Berganda

Tahun Energi terjual (GWH)

RT Bisnis Industri Publik Penduduk PDRB

2010 1.949,93 417.612 28.100 248 15.914 3.233.760 33.646.766 2011 2.085,93 420.508 28.740 250 16.598 3.303.220 33.918.974 2012 2.221,93 423.405 29.380 252 17.281 3.372.680 34.191.182 2013 2.357,93 426.302 30.020 255 17.965 3.442.140 34.463.389 2014 2.493,94 429.198 30.660 257 18.648 3.511.600 34.735.597 2015 2.629,94 432.095 31.300 259 19.332 3.581.060 35.007.805 2016 2.765,94 434.992 31.940 261 20.016 3.650.520 35.280.013 2017 2.901,94 437.888 32.580 263 20.699 3.719.980 35.552.221 2018 3.037,94 440.785 33.220 266 21.383 3.789.440 35.824.428 2019 3.173,95 443.682 33.860 268 22.066 3.858.900 36.096.636 2020 3.309,95 446.578 34.500 270 22.750 3.928.360 36.368.844 2021 3.445,95 449.475 35.140 272 23.433 3.997.820 36.641.052 2022 3.581,95 452.372 35.780 274 24.117 4.067.280 36.913.259 2023 3.717,95 455.268 36.420 276 24.801 4.136.740 37.185.467 2024 3.853,96 458.165 37.060 279 25.484 4.206.200 37.457.675 2025 3.989,96 461.062 37.700 281 26.168 4.275.660 37.729.883 2026 4.125,96 463.958 38.340 283 26.851 4.345.120 38.002.091 2027 4.261,96 466.855 38.980 285 27.535 4.414.580 38.274.298 2028 4.397,96 469.752 39.620 287 28.218 4.484.040 38.546.506 2029 4.533,97 472.648 40.260 290 28.902 4.553.500 38.818.714 2030 4.669,97 475.545 40.900 292 29.586 4.622.960 39.090.922 2031 4.805,97 478.442 41.540 294 30.269 4.692.420 39.363.129 2032 4.941,97 481.338 42.180 296 30.953 4.761.880 39.635.337 2033 5.077,97 484.235 42.820 299 31.636 4.831.340 39.907.545 2034 5.213,98 487.132 43.460 301 32.320 4.900.800 40.179.753

(Sumber : Hasil Perhitungan)

4.3 Peramalan Beban Dengan Metode DKL 3.01 Model yang digunakan dalam metode DKL 3.01 untuk menyusun prakiraan adalah model sektoral. Prakiraan kebutuhan tenaga listrik model sektoral digunakan untuk menyusun prakiraan kebutuhan tenaga listrik pada tingkat wilayah/distribusi.

Tabel 4.5 Proyeksi Kebutuhan Beban

Kalimantan

TImur

Dengan Metode DKL 3.01

Tahun RT Bisnis Industri Publik Total

2010 1.390,14 334,86 145,01 134,051 1.783,83 2011 1.512,80 341,41 143,36 131,088 1.886,69 2012 1.635,47 347,95 141,70 128,125 1.989,54 2013 1.758,13 354,50 140,05 125,162 2.092,40 2014 1.880,79 361,05 138,39 122,199 2.195,26 2015 2.003,45 367,60 136,74 119,236 2.298,11 2016 2.126,12 374,15 135,08 116,273 2.400,97 2017 2.248,78 380,70 133,43 113,31 2.503,82 2018 2.371,44 387,25 131,77 110,347 2.606,68 2019 2.494,10 393,80 130,12 107,384 2.709,54 2020 2.616,77 400,34 128,46 104,421 2.812,39 2021 2.739,43 406,89 126,80 101,458 2.915,25 2022 2.862,09 413,44 125,15 98,495 3.018,11 2023 2.984,75 419,99 123,49 95,532 3.120,96 2024 3.107,42 426,54 121,84 92,569 3.223,82 2025 3.230,08 433,09 120,18 89,606 3.326,67 2026 3.352,74 439,64 118,53 86,643 3.429,53 2027 3.475,40 446,18 116,87 83,68 3.532,39 2028 3.598,06 452,73 115,22 80,717 3.635,24 2029 3.720,73 459,28 113,56 77,754 3.738,10 2030 3.843,39 465,83 111,91 74,791 3.840,96

(7)

2031 3.966,05 472,38 110,26 71,828 3.943,81 2032 4.088,71 478,93 108,60 68,865 4.046,67 2033 4.211,38 485,48 106,95 65,902 4.149,52 2034 4.334,04 492,03 105,29 62,939 4.252,38

(Sumber : Hasil Perhitungan )

Grafik 4.1 Perbandingan Peramalan Beban Antara Regresi Linier Berganda Dengan DKL 3.01

4.4 Pengaruh Pembangunan PLTU Melak 14 MW Terhadap Kelistrikan Kalimantan Timur

Tabel 4.6

Proyeksi Neraca Daya Kalimantan Timur Tahun Daya Mampu _(MW) Beban Puncak _(MW) Selisih _(MW) Ket

2010 230 329,551 -99,551 Defisit 2011 230 347,258 -117,258 Defisit 2012 244 364,964 -120,964 Defisit 2013 244 382,671 -138,671 Defisit 2014 244 400,378 -156,378 Defisit 2015 244 418,085 -174,085 Defisit 2016 244 435,792 -191,792 Defisit 2017 244 453,499 -209,499 Defisit 2018 244 471,206 -227,206 Defisit 2019 244 488,912 -244,912 Defisit 2020 244 506,619 -262,619 Defisit 2021 244 524,326 -280,326 Defisit 2022 244 542,032 -298,032 Defisit 2023 244 559,739 -315,739 Defisit 2024 244 577,446 -333,446 Defisit 2025 244 595,153 -351,153 Defisit 2026 244 612,860 -368,86 Defisit 2027 244 630,567 -386,567 Defisit 2028 244 648,274 -404,274 Defisit 2029 244 665,980 -421,98 Defisit 2030 244 683,687 -439,687 Defisit 2031 244 701,394 -457,394 Defisit 2032 244 719,101 -475,101 Defisit 2033 244 736,808 -492,808 Defisit 2034 244 754,515 -510,515 Defisit

(Sumber : Hasil Perhitungan) 4.5 Analisis Ekonomi Pembangkit

4.5.1 Perhitungan Biaya Pembangkitan Energi Listrik

Biaya total pembangkitan energi listrik merupakan penjumlahan dari biaya modal, biaya bahan bakar serta biaya operasi dan perawatan. Karenanya dalam perhitungan biaya pembangkitan energi listrik, harus dihitung satu persatu dari ketiga biaya tersebut. Untuk PLTU Melak berkapasitas 14 MW, hasil perhitungannya disajikan pada tabel berikut :

Tabel 4.7 Biaya Pembangkitan energi Listrik

Perhitungan

Suku Bunga

6 % 9 % 12 %

Biaya Pembangkitan (US$

/ kW) 1.250 1.250 1.250

Umur Operasi (Tahun) 25 25 25

Kapasitas (MW) 14 14 14

Biaya Bahan Bakar (US$ /

kWh) 0,0213 0,0213 0,0213

B. O & M

(US$ / kWh) 0,002 0.002 0,002

Biaya Modal

(US$ / kWh) 0,013616 0,017457 0,022170

Total Cost (US$ / kWh) 0,059178 0,043019 0,047732

Investasi (jutaUS$) 17,5 17,5 17,5

(Sumber : Hasil Perhitungan) 4.5.2 Proyeksi Laba - Rugi

Setelah setahun beroperasi maka akan diperoleh Cash In Flow (CIF) pada tahun pertama dengan cara menjumlahkan laba / rugi bersih dengan penyusutan. Laba / rugi bersih ini dihitung dengan melakukan pengurangan terhadap penjualan berupa harga pokok penjualan dan biaya bunga. Biaya penyusutan merupakan biaya penyusutan per tahun aset (4 %) dari total investasi. Sedang biaya bunga merupakan penambahan nilai uang jika biaya produksi dibungakan disimpan di bank.Untuk suku bunga sebesar 6 %, dan kita ambil harga penjualan listrik sebesar 10 cent / kWh (0,100 US$/kWh ) dan 11 cent / kWh (0,110 US$/kWh ). Hasil perhitungannya ditunjukkan oleh tabel berikut :

Tabel 4.8 0,00 5.000,00 10.000,00 15.000,00 20.000,00 2000 2010 2020 2030 2040 Regresi (GWh) DKL(GWh)

(8)

Proyeksi Laba / Rugi PLTU Batubara Untuk Suku Bunga 6 %

Uraian

Suku Bunga 6%

Harga Jual (US$/KWh) Harga Jual (US$/KWh)

0,100 0,110

Jumlah Jumlah Jumlah Jumlah

Penjualan 9552816 95.528.160

Harga Pokok Penjualan

* Biaya Produksi 5653165,45 5653165,45

* Biaya Penyusutan 700000 700000

Harga Pokok Penjualan 6353165,45 6353165,45

Laba kotor 3199650,55 4154932,15

Biaya Operasi

* Biaya Bunga 381189,93 381189,93

Total Biaya Operasi 381189,93 381189,93

Laba Bersih (CIF) 2818460,62 3773742,22

Tabel 4.9

Uraian

Suku Bunga 9%

0,100 0,110

Penjualan 9552816 10508097,6

* Biaya Produksi 4109525,92 4109525,92

Laba kotor 4743290,08 5698571,68

Biaya Operasi

* Biaya Bunga 432857,33 432857,33

Laba Bersih (CIF) 4310432,75 5265714,35

(Sumber : Hasil Perhitungan)

Tabel 4.10

Uraian

Suku Bunga 12%

0,100 0,110

Penjualan 9552816 10508097,6

* Biaya Produksi 4559750,13 4559750,13

Laba kotor 4293065,87 5248347,47

Biaya Operasi

* Biaya Bunga 631170,02 631170,02

Laba Bersih (CIF) 3661895,85 4617177,45

4.5.3 Analisis Kelayakan Investasi dengan 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. Apabila NPV tersebut positif, maka usulan investasi tersebut diterima, dan apabila negatif ditolak. Berikut disajikan NPV PLTU Melak 14 MW setelah 25 tahun beroperasi.

Tabel 4.11 NPV PLTU Melak 14 MW

Suku bunga Harga jual energi

10 cent US$/kWh 11 cent US$/kWh

Suku bunga 6% 17.475.281 29.685.595

Suku bunga 9% 23.789.225 33.172.479

Suku bunga 12% 10.166.953 17.658.367

(Sumber : Hasil Perhitungan) Dari tabel diatas, PLTU Melak 14 MW layak investasi pada harga jual 10 cent US$/kWh dan harga jual 11 cent US$/kWh dengan suku bunga 6%, 9%, dan 12%.

4.5.4 Analisis Internal Rate of Return

Tingkat pengembalian internal (internal rate of return-IRR) adalah tingkat bunga yang dapat menjadikan NPV sama dengan nol, karena PV arus kas pada tingkat bunga tersebut sama dengan investasi awalnya. Metode ini memperhitungkan nilai waktu dari uang, sehingga arus kas yang diterima telah di discount atas dasar biaya modal/tingkat bunga.

Tabel 4.12

Nilai Internal Rate of Return Berdasarkan Suku Bunga dan Harga Listrik per kWh Harga Listrik

(cent$/kWh)

Internal Rate of Return % i = 6 % i = 9 % i = 12 %

10 15% 22% 18%

11 20% 28% 23%

Suatu usulan proyek investasi diterima jika IRR lebih tinggi atau sama dengan biaya modal/tingkat suku bunga. Dan usulan proyek

(9)

investasi ditolak jika IRR lebih rendah dari biaya modal/tingkat suku bunga. Dari hasil perhitungan internal rate of return dan NPV, maka dapat dianalisa bahwa proyek ini layak untuk dilaksanakan apabila :

 Menggunakan suku bunga 6% dengan harga listrik US$ 0.11/kWh atau lebih

 Menggunakan suku bunga 9% dengan harga listrik US$ 0.10/kWh atau lebih.

 Menggunakan suku bunga 12% dengan harga listrik US$ 0.10/kWh atau lebih.

4.6 Analisis Sebelum Dan Sesudah PLTU Melak 14 MW Dibangun

Biaya Pokok Penyediaan (BPP) di Propinsi Kalimantan Timur dihitung dengan merinci per pembangkit sebelum PLTU dibangun seperti pada tabel dibawah ini dimana BPP per pembangkit terlampir, maka perhitungannya sebagai berikut :

Tabel 4.13

Kapasitas Dan BPP Sebelum PLTU Dibangun

Pembangkit Di Kalimantan

Timur

PLTGU PLTU PLTD Total

Kapasitas

(GW) 807,69 100,24 2.394,65 3.302,58 BPP

(Rp/kW) 473,09 10,081 1540,76 2.023,93

Sedangkan saat PLTU Melak 14 MW selesai dibangun perhitungannya menjadi:

Tabel 4.14

Kapasitas Dan BPP Setelah PLTU Dibangun

Pembangkit Di Kalimantan

Timur

PLTGU PLTU PLTD Total

Kapasitas

(GW) 807,69 200,49 2.394,65 3402,83

BPP

(Rp/kW) 473,09 8,56 1540,76 1.933,41

(Sumber : Hasil Perhitungan) 4.7 Analisis Dampak Lingkungan

Pembangunan PLTU Melak 14 MW berbahan bakar batubara diperkirakan akan menimbulkan dampak baik positif maupun negatif terhadap komponen lingkungan pada setiap kegiatan, yaitu :

4.7.1 Tahap Pra Konstruksi

Kegiatan pembebasan lahan dapat menimbulkan dampak penting berupa keresahan sosial yang menjurus pada gangguan kamtibmas apabila tidak diperoleh kesesuaian ganti rugi lahan. 4.7.2 Tahap Konstruksi

Kegiatan pembangunan PLTU Melak 14 MW dapat menimbulkan dampak penting terhadap komponen lingkungan seperti berikut: Kualitas udara menurun, kebisingan, kerusakan prasarana jalan, penurunan kualitas air laut akibat kegiatan mobilisasi alat & bahan, emisi gas buang dari transportasi dan lain sebagainya.

4.7.3 Tahap Operasi

Kegiatan PLTU Melak 14 MW selama beroperasi diperkirakan menimbulkan dampak seperti berikut :

 Abrasi, sedimentasi dan gangguan terhadap aktivitas nelayan akibat adanya bangunan jetty dan breakwater. Abrasi dan sedimentasi dapat diatasi dengan pengerukan lumpur secara berkala. Pemberdayaan kelompok nelayan perlu dilakukan seperti pemberian hibah berbentuk bantuan bahan pokok dengan subsidi (raskin) kemudian berlanjut pada program pemberdayaan dengan tujuan agar mereka bisa hidup mandiri serta memperbaiki fasilitas nelayan.

 Penurunan kualitas air laut. Lapisan bawah tempat penimbunan batubara dibuat kedap air serta daerah tersebut dilengkapi dengan saluran air pengumpul. Penanggulangan ceceran minyak dilakukan pembuatan unit penangkap minyak. Limbah bahang air pendingin boiler diatasi dengan pendinginan air bahang dengan prinsip heat transfer.

 Kualitas udara akibat kegiatan penimbunan batubara, proses pembakaran batubara serta tiupan angin dari penimbunan batubara. Untuk mengurangi penurunan kualitas udara hendaknya dilakukan penyemprotan pada saat penumpahan batubara, pembuatan green barier, penerapan teknologi pengolahan udara dengan menggunakan electrostatic precipitator.  Untuk menghindari kebisingan, turbin diletakan

di ruangan tertutup serta penanaman pohon disekitar lokasi turbin.

4.7.4 Tahap Pasca Operasi

Pada tahap ini dampak yang ditimbulkannya antara lain adanya pemutusan hubungan kerja dan tanah bekas pembangkit menjadi tanah yang tandus atau gersang sehingga perlu untuk segera dilakukan pengelolaan tanah tersebut.

(10)

4.7.5 Clean Development Mechanism (CDM) CDM adalah satu-satunya mekanisme yang menawarkan win-win solution antara negara maju dengan negara berkembang dalam rangka pengurangan emisi gas rumah kaca (GHGs), dimana negara maju menanamkan modalnya di negara berkembang dalam proyek-proyek yang dapat menghasilkan pengurangan emisi GHGs, dengan imbalan CER (Certified Emission Reductions). PLTU menghasilkan emisi gas rata-rata sebanyak 960 kg/kWh, diatas ambang batas standard emisi gas Protokol Kyoto. Hal itu berarti PLTU harus membeli CER dengan nilai :

14 ,

15

$ 0016 , 0 16 , 0 5 , 0 728 960 728

Rp

US

cent cent CDM





      

Artinya PLTU harus membayar karbon kredit sebesar Rp. 15,14 per kWh. Nilai karbon kredit total :

CDM = - Rp. 15,14 x 14.000 = - Rp.211.960/tahun.

Artinya, PLTU Melak ini harus membayar Rp 211.960/tahun ke Bank Dunia.

4.8 Analisis Pengambilan Keputusan Prioritas Pembangkit

Pada analisis pengambilan keputusan, pembangunan suatu pembangkit harus mempertimbangkan beberapa aspek seperti aspek teknis, ekonomi, sosial dan lingkungan. Setiap aspek yang akan menjadi acuan diberi nilai sesuai dengan prioritasnya dibandingkan dengan pembangkit yang lain. Bila digunakan analisis pengambilan keputusan dalam pembangunan pembangkit di Kalimantan Timur, maka dapat disimulasikan seperti tabel 4.39 :

Tabel 4.15

Analisis Keputusan Prioritas Pembangkit

Jenis

pembangkit Teknis Ekonomi Sosial Lingkungan Total

PLTU +5 +5 +3 +3 16

PLTD +5 +1 +2 +1 9

PLTGU +5 +2 +1 +2 10

(Sumber : Statistik PLN, data diolah kembali) Dari tabel diatas, dapat diambil kesimpulan bahwa pembangunan PLTU di Kalimantan Timur merupakan prioritas utama dibandingkan pembangkit jenis lain.

5. PENUTUP 5.1 KESIMPULAN

Berdasarkan hasil perhitungan dan analisa yang telah dilakukan dapat diambil beberapa kesimpulan antara lain :

1.

Dengan bertambahnya waktu dan pertumbuhan penduduk yang terus meningkat,sehingga pembangkit Kalimantan Timur tidak mampu lagi dapat memenuhi kebutuhan akan energi listrik.pada proyeksi neraca daya tahun 2010 provinsi Kalimantan Timur mengalami defisit energi sebesar -99,551 MW dan pada tahun2 berikutnya kebutuhuhan akan energy meningkat rata-rata 2,1% pertahunnya sehingga membutuhkan lebih banyak lg supply energi dari system interkoneksi S2JB. sehingga pembangunan PLTU Melak 14 MW ditujukan untuk mengantisipasi krisis energi di Propinsi Kalimantan Timur

2. Dari total cadangan batubara yang ada di Kalimantan Timur sebesar 23,4 milyar Penggunaan bahan bakar pada PLTU Melak yang beroperasi selama 25thn hanya membutuhkan 0,080% dari total cadangan batubara di Kalimantan Timur, dan Jenis batubara yang di gunakan adalah tipe lignite dengan 4200kcal. Jadi selama PLTU beroperasi diproyeksikan tidak akan kekurangan bahan bakar atau pun mendatangkan batubara dari daerah lain. Bahkan potensi batubara sebesar ini harus di manfaatkan sebaik mungkin, jika Perlu di bangun PLTU skala besar lagi untuk menunjang perekonomian rakyat.

3. Didapat dari analisa bahwa Propinsi Kalimantan timur masuk dalam kategori daerah yang mempunyai PDRB per Kapita Tinggi dan mempunyai rasio elektrifikasi Tinggi. Hal ini menandakan bahwa tingkat penggunaan listrik oleh penduduk Kalimantan Timur sangat tinggi. 4. Dengan beroprasinya PLTU dapat meningkatkan perokonomian masyarakat Kalimantan timur dikarenakan BPP Kalimantan Timur menurun.

5. Pembangunan PLTU menggunakan teknologi batubara bersih (FGD&IGCC) yg dapat mereduksi emisi CO2,sehingga pencemaran terhadap lingkungan masih dapat ditolerir. 6. Dengan biaya investasi 17,5 juta dolar Untuk

pembangunan PLTU Melak 14 MW wilayah Kalimantan Timur belum mampu untuk melakukan pembangunan pembangkit. karena biaya pembangkitan yang masih terlalu tinggi dari daya beli masyarakat Kalimantan timur yaitu sebesar Rp.

29.308

(11)

7. Biaya pokok penyediaan setelah operasional PLTU Melak 14 MW mempengaruhi tarif dasar listrik didaerah Kalimantan timur yang awalnya BPP= Rp 2.023,93/kWh setelah dibangun harga BPP menjadi Rp. 1.933,41/kWh.

5.2 SARAN

1. Perlu adanya upaya dari pemerintah untuk mendorong realisasi program Pembangunan Pembangkit 10.000 MW tahap ke II. Upaya yang diharapkan terutama dalam membuka iklim usaha yang baik, perbaikan, dan pembukaan sarana, prasarana serta infrastruktur agar terbuka peluang investasi ketenagalistrikan baik dari PT. PLN sendiri maupun dari pihak Independent Power Producer

2. Dalam pemanfaatan sumber daya alam batubara, perlu adanya dukungan kebijakan pemerintah untuk menjaga stabilnya pasokan batubara yang berkualitas untuk menjaga efisiensi PLTU tetap baik

3. Perlu adanya pembangunan pembangkit-pembangkit baru di Propinsi Kalimantan Timur untuk memenuhi kebutuhan energi listrik yang dari tahun ke tahun meningkat pesat. Pembangkit yang sesuai dengan potensi sumber daya Propinsi Kalimantan Timur diantaranya adalah PLTU, PLTG, maupun PLTGU

DAFTAR PUSTAKA

1. Marsudi, Djiteng. Operasi Sistem Tenaga Listrik. Jakarta : Graha Ilmu. 2005

2. Marsudi, Djiteng. Pembangkitan Energi Listrik. Jakarta : Erlangga. 2005

3. Abdul Kadir. Energi: Sumber Daya, Inovasi, Tenaga istrik dan Potensi Ekonomi. Jakarta : Universitas Indonesia. 1995

4. Pujawan, I Nyoman. Ekonomi Teknik Edisi Pertama, Jakarta : Guna Widya. 2003

5. Weston, J. Fred dan Copeland, Thomas E. 1999. Managerial Finance eighth Edition. Jakarta : Erlangga.

6. Steven C. Chapra, Ph.D, dan Raymond P. Canale, Ph.D. Metode Numerik. Jakarta : Erlangga. 1994

7. Mega. 2008. Analisa Pembangunan PLTU Janeponto 2 X 125 MW untuk Mengatasi Krisis Ketenagalistrikan di Sulawesi Selatan dan Tenggara, Tugas Akhir, Surabaya : Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS.

8. ..., 2005. Statistik PLN,

URL:http://www.pln.co.id

9. ..., 2010. Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik 2010-2019, Departemen Energi dan Sumber daya mineral, 2010.

10. Badan Pusat Statistik Kalimantan Timur.

Kalimantan Timur Dalam Angka 2009.

Pontianak. 2010

Pontianak. 2009

Pontianak. 2008

Pontianak. 2007

Pontianak. 2006

RIWAYAT HIDUP

Penulis dilahirkan di Samarinda, Kalimantan Timur pada tanggal 19 Juni 1986, dilahirkan sebagai putra kedua dari tiga bersaudara dari pasangan Moch. Machfud dan Aliah yang bertempat tinggal di Samarinda, Kalimantan Timur.

Penulis terdaftar sebagai mahasiswa Jurusan Teknik Elektro, Bidang Studi Teknik Sistem Tenaga, Fakultas Teknologi Industri, Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya dengan NRP : 2206 100 717.

Jenjang pendidikan yang telah ditempuh adalah sebagai berikut :

 SDN 029 Samarinda, lulus tahun 1999  SLTPN 9 Samarinda, lulus tahun 2002

 SMK Muhammadiyah 3 Samarinda, lulus tahun 2005

 Tahun 2006 terdaftar sebagai mahasiswa Jurusan Teknik Elektro, Fakultas Teknologi Industri, Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya.