ANALISIS PEMBANGUNAN PLTU MADURA KAPASITAS 2 X 200 MW SEBAGAI PROGRAM MW PT.PLN BAGI PEMENUHAN KEBUTUHAN LISTRIK DI PULAU MADURA

(1)

ANALISIS PEMBANGUNAN PLTU MADURA KAPASITAS 2 X 200 MW SEBAGAI

PROGRAM 10.000 MW PT.PLN BAGI PEMENUHAN KEBUTUHAN LISTRIK DI

PULAU MADURA

Muhammad Khairil Anwar – 2206 100 189

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

Abstrak

Kelistrikan di Pulau Madura sela ma ini dipasok oleh PLTGU Gresik me la lui 1 sirkit kabel bawah laut dengan kapasitas 120 MW dan 1 kabel cadangan berkapasitas 80 MW serta PLTG Gili Timur berkapasitas 30 MW sebagai pemikul beban puncak. Kabel laut yang me mbentang dari Gresik ke Ka ma l ini mela lui selat Madura yang padat sehingga rawan terjad i gangguan. Black out akibat terputusnya kabel laut in i terjad i pada 3 Agustus 1999 yang menyebabkan Madura padam sela ma 3 bulan dan pada 4 Januari 2010 sela ma 5 ja m. Berdasarkan data PLN d istribusi Jawa Timu r, tercatat beban puncak di Madura mencapai 122,9 MW pada 2009 dan a kan men ingkat pada tahun-tahun mendatang. Untuk men ja min pasokan listrik Madura di masa yang akan datang, pemerintah mengeluarkan kebijakan untuk me mbangun pe mbangkit baru di Pulau Madura menggunakan batubara sebagai bahan bakarnya. Pe mbangunan PLTU Madura berkapasitas 2 x 200 MW ini diatur dala m Permen ESDM No.15 Tahun 2010 tentang Program Diversifikasi Listrik 10.000 MW Tahap II. Diharapkan dengan pembangunan PLTU Madura 2 x 200 MW ini, kebutuhan listrik di Pulau Madura dapat terjamin.

Kata kunci : Krisis Energi Listrik, Beban puncak, Black Out, PLTU Madura 2x200 MW

1. PENDAHULUAN

Pertu mbuhan permintaan akan energi listrik dala m lima tahun terakh ir mengala mi kenaikan yang signifikan (rata rata di atas 7% per tahun) seiring

dengan pertumbuhan ekonomi Indonesia.

Pertu mbuhan 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 men ikmati

tenaga listrik. Rasio e lektrifikasi di Indonesia masih berkisar 65 %.

Sebelu m diluncurkannya mega proyek

Percepatan 10.000 MW tahap I, pertu mbuhan permintaan tidak diikuti o leh pembangunan pembangkit sebagai dapur utama penyediaan energi listrik. Da mpak uta ma yang dirasakan ada lah terjadinya krisis energi pada medio tahun 2007 sampai akh ir 2008, yang ditandai dengan adanya pemada man berg ilir. Pe mada man in i juga me landa sistem Jawa dan Bali yang merupakan 80 % pemakaian energi seluruh nusantara..

Dengan me lihat la ju pertu mbuhan yang sangat besar dan proyeksi pertumbuhan ekonomi yang positif, daya yang a kan tersedia da la m proyek 10.000 MW tahap I diperkirakan sudah tidak me madai lagi pada akhir tahun 2012. Untuk itu, pe merintah mu lai mencanangkan progra m 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 dala m negeri belu m dioptimalkan. Se lain itu dengan adanya Global

Warming issue dan target MDG, perlu pe mbangunan

pembangkit yang ra mah lingkungan dengan berbahan bakar terbarukan guna me menuhi target 70% tersebut.

Ada 93 pe mbangkit yang direncanakan pembangunannya dalam progra m 10.000 MW tahap II in i yang diatur dala m Pe rmen ESDM No, 2 tahun 2010. Da la m Pe rmen ini d ije laskan bahwa proyek-proyek pe mbangkit tenaga listrik yang akan d ibangun menggunakan bahan bakar energi terbarukan, batubara dan gas, 21 pe mbangkit akan dibangun PT PLN (Persero) dan 72 pe mbangkit me la lui kerjasama PT PLN (Persero) dengan pengembang listrik swasta. Masa berlaku Permen adalah sejak tanggal 27 Januari 2010 hingga tanggal 31 Desember 2014.

(2)

Diantara 93 p royek tersebut, terdapat satu PLTU yang akan dibangun di Madura dengan rencana awal berkapasitas 1 x 400 MW. Dengan adanya dinamika perke mbangan program pembangunan pembangkit 10.000 MW ini, ma ka Pe rmen ESDM No. 2 tahun 2010 d irev isi pada tanggal 27 Agustus 2010 dan diganti dengan Permen ESDM No.15 tahun 2010. Dala m Permen yang baru in i d itetapkan bahwa pelaksanaan pembangunan PLTU Madura sebesar 400 MW dibangun dalam 2 unit ( 2 x 200 MW ).

Proyek ini rencananya akan dibangun di Kabupaten Sampang.

2. PERENCANAAN PLTU 2.1 Bagian-Bagian Penting PLTU

Di dala m 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 a ir bersuhu rendah dan bertekanan rendah yang masuk ketel uap dipanaskan hingga men jadi uap bertekanan yang sesuai dengan yang diperlukan. Kadang-kadang ini d ipanaskan lagi di superheter hingga diperoleh uap dengan suhu dan tekanan yang lebih tinggi. Hal ini a kan lebih efisien bagi mesin untuk mengkonversikan tenaga panas dalam uap menjadi tenaga mekanis.

Turbin uap

Turbin berfungsi untuk mengubah energi thermal men jadi energ i me kanik.Turb in jen is ini beroperasi dengan fluida kerja berupa uap yang berasal dari a ir yang dipanaskan. Proses pemanasan berlangsung di dala m boiler atau steam-generator, atau yang juga populer dengan sebutan ”ketel uap”.

Generator

Generator berfungsi untuk mengubah energi mekanik menjadi energi listrik.

Desalination Plant

Desalination adalah proses pengolahan air laut men jadi a ir tawar, dengan me misahkan air laut dari garamnya.

Condensor

Untuk mengkondensasikan uap bekas proses dengan air laut yang digunakan kemba li sebagai air pengisi ketel uap.

Pump/pompa

Alat in i digunakan untuk meningkatkan tekanan flu ida ke rja yaitu a ir. Po mpa harus ma mpu memenuhi tekanan yang dibutuhkan di dalam boiler.

Economizer

Pe mindah panas (head exchanger) yang mena ikkan te mperatur a ir dari tekanan rendah /normal ke te mperatur 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. Da la m hal ini d ipilih d i tepi pantai. Sela in itu juga harus dipikirkan bagaimana penyaluran listriknya, agar tidak te rla lu besar lossesnya maka dip ilih lo kasi yang tidak terlalu jauh dengan pusat beban.

Unit PLTU u mu mnya me mpunyai uku ran ekonomis di atas 20 MW. PLN me mpunyai unit PLTU dengan ukuran 65 MW, 100 MW, 200 MW dan 600 MW. PLN juga me mpunyai unit pe mbangkit dengan ukuran 12,5 MW dan 25 MW yang umurnya sudah sekitar 40 tahun dan kebanyakan tidak dioperasikan lag i. Be rdasarkan survei dan studi kelayakan diatas, ke mud ian ditentukan tempat dan kapasitas PLTU yang a kan dibangun, termasuk penentuan ukuran unit pembangkitnya.

(3)

2.3 Harga Energi Listrik

Secara u mu m harga energi yang dihasilkan suatu pembangkit listrik d ihitung 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 para meter-para meter seperti yang tersebut diatas dapat dihitung harga energi lstrik t iap kWh yang dibangkitkan oleh suatu pembangkit tenaga listrik.

a. Annuity suku bunga

Nila i suku bunga yang dipergunakan adalah suku bunga per tahun yang harus dibayar dengan me mpe rhitungkan umu r dari pe mbangkit yang mempunyai rumus sebagai berikut:

1 ) 1 ( ) 1 ( n Sb i n i i A b. Annuity depresiasi

Nila i depresiasi d idapatkan dari perkiraan penyusutan nilai pe mbangkit per tahun hingga mendekat i atau mencapai 100 persen dari nilai (value) pe mbangkit dan nila i 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

Sebelu m suatu proyek d ila ksanakan perlu dila kukan analisa dari investasi tersebut sehingga akan diketahui kelayakan suatu proyek dilihat dari sisi ekonomi investasi, yaitu:

a. Net Present Value (NPV)

NPV adalah nila i sekarang dari keseluruhan Discounted Cash Flow atau gambaran ongkos total atau pendapatan total proyek dilihat dengan nila i sekarang (nilai pada awa l p royek). Te knis perhitungan yang harus dilakukan ada lah mentransfer seluruh aliran keuangan yang terjadi selama u mu r proyek (tahun pertama sa mpai tahun ke-n) ke dala m suatu harga present value (nilai tahun ke-0), tanpa me mperhatikan pada tahun keberapa investasi dapat dike mba likan, berarti proyek layak. Menghitung NPV dila kukan dengan cara menghitung cash flow tiap tahun yakni dengan membandingkan antara pengeluaran dan pemasukan pada tiap-tiap tahun, lalu menghitung discount factor maka a kan 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. Se makin besar discount rate maka NPV se makin menurun. Dengan kata lain, IRR adalah suatu indikator yang dapat mengga mbarkan 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 (minimu m attractive rate of return - MARR). Jika tidak, maka lebih e konomis menyimpan uang di bank. IRR dasarnya harus dicari dengan cara coba-coba (trial and error).

3. Kondisi Umum Pulau Madura 3.1 Pulau Madura

Pulau Madura terletak di t imur laut Jawa dengan koordinat 7°0′ LS dan113°20′ BT. Pu lau Madura secara administrasi termasuk di dala m wilayah Jawa Timur dengan luas 4.887 Km² dan ju mlah penduduk 3.740.777 (2009) dengan kepadatan 765 jiwa/km². Panjangnya kurang leb ih 190 Km dan jara k yang terlebar 40 Km yang secara administrasi dibagi menjad i e mpat kabupaten, yaitu Kabupaten

Bangkalan, Kabupaten Sampang, Kabupaten

Pa mekasan, dan Kabupaten Sumenep. Dengan batas-batas sebagai berikut :

(4)

Sebelah utara : Laut Jawa Sebelah selatan : Selat Madura Sebelah timur : Laut Jawa Sebelah barat : Selat Madura

Kondisi geografis Pu lau Madura dengan topografi yang re latif datar d i bagian selatan dan semakin kearah utara tidak terjadi perbedaan elevansi ketinggian yang begitu mencolok. Sela in itu juga me rupakan dataran tinggi tanpa gunung berapi dan tanah pertanian lahan ke ring. Iklim d i daerah ini adalah tropis dengan suhu rata-rata 26,90ºC. Musim ke marau ke ring rata-rata 2-4 bulan atau pada musim ke marau panjang 4-5 bulan. Curah hujan rata-rata antara 1500 – 200 mm dengan ju mlah hari hujan sekitar 88 hari pertahun. Suhu udara maksimu m rata-rata 30,50C. Ke le mbaban rata-rata-rata-rata 79 %. Ko mposisi tanah dan curah hujan yang tidak sa ma dilereng -lereng yang tinggi letaknya justru terla lu banyak sedangkan di lereng-le reng yang rendah ma lah kekurangan dengan demikian mengakibatkan Madura kurang memiliki tanah yang subur.

Gambar 3.1 Peta Pulau Madura 3.2 Kabupate n Sampang

Kabupaten Sampang terletak di Pu lau Madura secara geografis terletak antara 113°08" -113°39" Buju r Timur dan 6°05" - 7°13" Lintang Selatan dan berada pada ketinggian 1,5 – 118 m. Batas-batas wilayah Kabupaten Sa mpang adalah sebagai berikut :

 Sebelah utara : Laut Jawa  Sebelah selatan: Selat Madura

 Sebelah barat : Kabupaten Bangkalan  Sebelah timur :Kabupaten Pamekasan

Gambar 3.2 Peta Kabupaten Sampang

Wilayah ad min istratif Kabupaten Sampang secara keseluruhan sebesar 1.233,30 Km² yang terbagi atas :

Luas daratan : 1.231,65 Km2 Luas pulau Mandangin : 1,65 Km2 Wilayah Kabupaten Sa mpang terbagi dala m 14 Keca matan yang terdiri atas 180 desa dan 6 kelurahan. Kabupaten Sampang me mpunyai luas wilayah 1233,3 Km² dengan perincian sebagai berikut :

Tabel 3.1 Pembagian Wilayah Administrasi dan Luas Wilayah Kabupaten Sampang

(5)

Dari tabel d iatas dapat dijelaskan bahwa Keca matan Ketapang merupakan wilayah keca matan terluas yaitu 141,23 Km² atau 11,45 %, sedangkan untuk wilayah terkec il ya itu Keca matan Pangarengan dengan luas 42,42 Km² atau 0,34 %.

4. PERENCANAAN PEMB ANGUNAN PLTU MADURA 2 X 200 MW

4.1 Analisis Ketersedi aan Batubar a PLTU Madura 2 x 200 MW

PLTU Madura me miliki kapasitas 200 MW dengan faktor kapasitas sebesar 0.8, menggunakan bahan bakar batubara berkalori rendah 4.200 Kcal/kg dengan konsumsi batubara pada Tabel 4.1

Tabel 4.1

Konsumsi Batubara PLTU 2x200 MW Kapasitas Konsumsi/jam (ton/jam) Konsumsi/hari (ton/hari) Konsumsi/tahun (ton/tahun) 2×200 MW 2×96 4608 1.617.408

(Sumber: www.p3b.co.id data diolah k embali) Energi listrik per tahun dari PLTU:

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

= 400 MW x 8424 jam/tahun x 0.8 = 2.695.680.000 kWh/tahun

Kebutuhan energi panas

Kebutuhan energi panas = Batubara per tahun x LHV…...(4.2) = 1.617.408.000 kg/tahun

x 4.200 kcal/kg = 11.321.856.000 kcal

/tahun

Kebutuhan batubara untuk produksi 1 kwh

Kebutuhan batubara untuk produksi 1 kwh = Konsumsi energi / Energi listrik...(4.3) = 1.617.408.000 kg/tahun/(2.695.680.000 KWh/ tahun)

= 0,6 kg/kWh

Jika masa operasi PLTU diasu msikan 25 tahun, maka:

Jumlah batubar a yang dibutuhkan selama operasi

= 1.617.408.000 kg/tahun x 25 tahun = 40.435.200.000 kg

Karena batubara yang digunakan dipasok dari Kalimantan, maka jika d ibandingkan dengan cadangan batubara yang dimiliki (data tahun 2009) maka:

Pemakaian batubar a untuk PLTU

=40.435.200.000/ 7.229.950.000.000 x 100% = 0,5593 %

Jadi total pema ka ian untuk PLTU berkisar 0,5593 % dari total batubara yang terdapat di Kalimantan berdasarkan data tahun 2009. Jika efisiensi therma l PLTU dapat ditingkatkan, maka pema kaian batubara untuk PLTU akan lebih sedikit lagi.

Dengan potensi batubara Kalimantan seperti yang telah diuraikan di atas, maka dapat dipastikan realisasi pembangunan PLTU Madura tidak a kan mengala mi kesulitan dala m hal penyediaan batubara selama operasinya.

Tabel 4.2

Pemak aian Bahan Bak ar Untuk PLTU Madura 2 x 200 MW

No Pe rhitungan PLTU

Batubara 1 Energi listrik per tahun (KWh/tahun) 2.695.680.000 2 Kebutuhan energi kalor (Kcal/tahun) 11.321.856.000 3 Kebutuhan bahan bakar per tahun (kg) 16.174.08.000 4 Kebutuhan batubara untuk produksi 1

kwh (kg/kWh) 0,6

5 Kebutuhan bahan bakar selama 25 tahun

(kg) 40.435.200.000

6 Prosentase pemakaian bahan bakar dari

cadangan bahan bakar yang tersedia (%) 0,5593 (Sumber: hasil perhitungan diatas) 4.2 Analisis Pemilihan Lokasi Pembangkit

PLTU Madura 2 x 200 MW ini rencananya akan dibangun di Kabupaten Sampang. Secara te knis PLTU dibangun di daerah pantai untuk me menuhi kebutuhan air teknis pembangkit. Terdapat 2 alternatif lo kasi untuk pe mbangunan pembangkit in i, yaitu di pantai utara atau di pantai selatan. Untuk pantai utara lokasi yang mungkin adalah di Keca matan Ketapang, sedangkan di pantai selatan adalah Kecamatan Camplong.

Gambar 41 Alternatif Pemilihan Lok asi Pembangunan PLTU Madura 2 x 200 MW

(6)

Gambar 4.2 Rute Transportasi Batubara Tabel 4.3 Analisis Keputusan Pemilihan Lok asi

PLTU Madura 2 x 200 MW Lokasi

Pembangkit T eknis Ekonomi Sosial Lingkungan T otal

Ketapang +4 +5 +3 +4 16

Camplong +5 +3 +5 +4 17

(Sumber : Data Statistik BPS, Data Diolah Kembali)

Dari hasil analisis pada tabel 4.3 dapat dia mbil keputusan untuk me mbangun PLTU Madura 2 x 200 MW di Kecamatan Camplong.

4.3 Peramal an Be ban De ngan Regresi Linier Berganda

Dengan analisis in i a kan dibahas tentang penghitungan perkiraan kebutuhan energi listrik Di Pulau Madura, sehingga akan didapat hasil perhitungan kebutuhan energi listrik sa mpai tahun 2039.

Tabel 4.4 Data Input Perhitungan Kebutuhan Beban Pulau Madura

T ahun Energi terjual (MWH)

RT Bisnis Industri Publik Penduduk PDRB (Milyar) 2000 304.061 309.911 9.999 156 6.898 3.090.601 9.587 2001 355.093 316.815 24.429 160 8.448 3.415.814 10.423 2002 367.066 328.145 27.482 148 9.947 3.455.412 11.363 2003 332.615 337.324 31.167 132 10.371 3.492.131 12.655 2004 384.755 345.677 26.969 124 10.984 3.563.888 13.932 2005 399.935 351.385 27.329 125 11.492 3.560.775 16.252 2006 418.115 362.593 23.008 123 11.943 3.610.617 18.578 2007 456.361 371.500 24.508 125 12.568 3.660.785 20.748 2008 494.897 379.961 25.364 125 13.139 3.711.433 23.586 2009 554.339 395.048 25.432 123 13.839 3.755.765 25.674

(Sumber : Data Statistik PLN Jawa Timur)

Tabel 4.5 Proyek si Kebutuhaan Beban Madura Menggunak an Regresi Linier Berganda

Tahun Energi terjual (MWH)

RT Bisnis Industri P ublik P enduduk P DRB (Milyar Rupiah) 2010 592.240 406.985 27.207 125 14.813 3.834.360 28.492 2011 632.733 419.283 29.106 125 15.855 3.914.600 31.621 2012 675.995 431.953 31.137 125 16.970 3.996.520 35.093 2013 722.214 445.005 33.311 125 18.164 4.080.154 38.946 2014 771.594 458.452 35.636 125 19.442 4.165.538 43.222 2015 824.349 472.305 38.123 125 20.809 4.252.708 47.967 2016 880.712 486.576 40.784 125 22.273 4.341.703 53.234 2017 940.928 501.279 43.630 125 23.839 4.432.561 59.079 2018 1.005.262 516.426 46.675 125 25.517 4.525.319 65.566 2019 1.073.994 532.031 49.933 125 27.312 4.620.019 72.764 2020 1.147.426 548.107 53.418 125 29.233 4.716.701 80.754 2021 1.225.878 564.669 57.146 125 31.290 4.815.405 89.620 2022 1.309.694 581.732 61.134 125 33.491 4.916.175 99.460 2023 1.399.241 599.310 65.401 125 35.847 5.019.054 110.380 2024 1.494.911 617.420 69.966 125 38.369 5.124.086 122.500 2025 1.597.121 636.076 74.849 125 41.068 5.231.316 135.949 2026 1.706.320 655.297 80.073 125 43.957 5.340.789 150.876 2027 1.822.985 675.098 85.662 125 47.049 5.452.554 167.442 2028 1.947.627 695.497 91.641 125 50.359 5.566.657 185.826 2029 2.080.791 716.513 98.037 125 53.902 5.683.148 206.229 2030 2.223.060 738.164 104.880 125 57.694 5.802.077 228.872 2031 2.375.055 760.469 112.200 125 61.752 5.923.495 254.001 2032 2.537.444 783.448 120.031 125 66.096 6.047.454 281.889 2033 2.710.935 807.122 128.408 125 70.746 6.174.006 312.839 2034 2.896.288 831.511 137.371 125 75.723 6.303.207 347.187 2035 3.094.314 856.636 146.959 125 81.050 6.435.112 385.306 2036 3.305.879 882.521 157.216 125 86.752 6.569.777 427.611 2037 3.531.910 909.189 168.189 125 92.855 6.707.260 474.560 2038 3.773.395 936.662 179.927 125 99.387 6.847.620 526.665 2039 4.031.391 964.965 192.485 125 106.379 6.990.918 584.490

(Sumber : Hasil Perhitungan)

4.4 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 4.6 Proyek si Kebutuhan Beban Madura Dengan Metode DKL 3.01

Tahun RT Bisnis Industri P ublik Total

2010 409.191 61.675 125 23.035 513.663

(7)

2012 453.532 80.779 125 27.061 583.905 2013 477.454 92.448 125 29.331 622.774 2014 502.699 105.803 125 31.79 664.885 2015 529.266 121.085 125 34.455 710.499 2016 557.221 138.576 125 37.344 759.983 2017 586.634 158.594 125 40.476 813.747 2018 617.584 181.504 125 43.870 872.255 2019 650.146 207.722 125 47.549 936.024 2020 666.020 209.663 125 48.878 924.686 2021 691.411 225.625 125 51.585 968.746 2022 716.576 241.586 125 54.293 1.012.580 2023 741.514 257.547 125 57.000 1.056.186 2024 766.225 273.508 125 59.708 1.099.566 2025 790.710 289.469 125 62.415 1.142.719 2026 814.965 305.431 125 65.122 1.185.643 2027 838.993 321.392 125 67.830 1.228.340 2028 862.793 337.353 125 70.537 1.270.808 2029 886.363 353.314 125 73.245 1.313.047 2030 909.704 369.276 125 75.952 1.355.057 2031 932.816 385.237 125 78.659 1.396.837 2032 955.699 401.198 125 81.367 1.438.389 2033 978.352 417.159 125 84.074 1.479.710 2034 1.000.775 433.121 125 86.781 1.520.802 2035 1.022.970 449.082 125 89.489 1.561.666 2036 1.044.934 465.043 125 92.196 1.602.298 2037 1.066.668 481.004 125 94.904 1.642.701 2038 1.088.174 496.966 125 97.611 1.682.876 2039 1.109.450 512.927 125 100.318 1.722.820

(Sumber : Hasil Perhitungan )

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

4.5 Pengaruh Pe mbangunan PLTU Madur a 2 x 200 MW Terhadap Kelistrikan Madura

Tabel 4.7

Proyek si Neraca Daya Madura

Tahun Daya Mampu _(MW) Beban P uncak _(MW) Selisih _(MW) Ket

2010 30 127,125 -97,125 Defisit 2011 30 131,441 -101,441 Defisit 2012 30 135,904 -105,904 Defisit 2013 30 140,518 -110,518 Defisit 2014 30 145,289 -115,289 Defisit 2015 430 150,222 279,778 Surplus 2016 430 155,322 274,678 Surplus 2017 430 160,596 269,404 Surplus 2018 430 166,049 263,951 Surplus 2019 430 171,686 258,314 Surplus 2020 430 150,222 255,004 Surplus 2021 430 155,322 251,160 Surplus 2022 430 160,596 247,315 Surplus 2023 430 155,322 243,471 Surplus 2024 430 160,596 239,626 Surplus 2025 430 166,049 235,782 Surplus 2026 430 171,686 231,937 Surplus 2027 430 174,995 228,093 Surplus 2028 430 178,839 224,248 Surplus 2029 430 182,684 220,404 Surplus 2030 430 186,528 216,559 Surplus 2031 430 190,373 212,715 Surplus 2032 430 194,217 208,870 Surplus 2033 430 198,062 205,026 Surplus 2034 430 201,906 201,181 Surplus 2035 430 205,751 197,337 Surplus 2036 430 209,595 193,492 Surplus 2037 430 213,440 189,648 Surplus 2038 430 217,284 185,803 Surplus 2039 430 221,129 181,959 Surplus

Ket : Asumsi sudah tidak ada pasokan listrik ke Madura melalui kabel laut.

4.6 Analisis Ekonomi Pembangkit

4.6.1 Perhitungan Biaya Pe mbangkitan Energi Listrik

Biaya total pembangkitan energi listrik me rupakan penjumlahan dari biaya modal, b iaya bahan bakar serta biaya operasi dan perawatan. Karenanya dala m perh itungan biaya pembangkitan energi listrik, harus dih itung satu persatu dari ket iga 0 200000 400000 600000 800000 1000000 1200000 1400000 1600000 1800000 2000000 201020122014201620182020202220242026202820302032203420362038 Regresi DKL 3.01

(8)

biaya tersebut. Untuk PLTU Madura berkapasitas 2 x 200 MW, hasil perh itungannya disajikan pada tabel berikut :

Tabel 4.8 Biaya Pembangk itan energi Listrik

Perhitungan Suku Bunga

6 % 9 % 12 % Biaya Pembangkitan (US$ / kW) 260 260 260 Umur Operasi (Tahun) 25 25 25 Kapasitas (M W) 400 400 400

Biaya Bahan Bakar

(US$ / kWh) 0,024 0,024 0,024

B. O & M

(US$ / kWh) 0,001 0.001 0,001

Biaya M odal

(US$ / kWh) 0,0049 0,00386 0,003009

Total Cost (US$ /

kWh) 0.028069 0.028918 0.02996

Investasi (jutaUS$) 104 104 104

(Sumber : Hasil Perhitungan) 4.6.2 Proyeksi Laba - Rugi

Setelah setahun beroperasi maka a kan diperoleh Cash In Flow (CIF) pada tahun pertama dengan cara menju mlahkan laba / rugi bersih dengan penyusutan. Laba / rugi bersih ini dih itung dengan me la kukan pengurangan terhadap penjualan berupa harga pokok penjua lan dan biaya bunga. Biaya penyusutan merupakan biaya penyusutan per tahun aset (4 %) da ri total investasi. Sedang biaya bunga me rupakan penambahan nila i uang jika b iaya produksi dibungakan disimpan di bank.Untuk suku bunga sebesar 6 %, dan kita a mb il harga penjua lan listrik sebesar 5 cent / kWh (0,05 US$/kWh ) dan 4 cent / kWh (0,04 US$/kWh ). Hasil perh itungannya ditunjukkan oleh tabel berikut :

Tabel 4.9

Proyeksi Laba / Rugi PLTU Batubara Untuk Suku Bunga 6 %

Uraian

Suku Bunga 6%

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

0,05 0,04

Jumlah Jumlah Jumlah Jumlah

Penj ualan 128.044.800 102.435.840

* Biay a Produksi 75.665.042 75.665.042 * Biay a Peny usutan 4.160.000 4.160.000

Harga Pokok Penj ualan 79.825.042 79.825.042

Laba kotor 48.219.758 22.610.798

Biay a Operasi

* Biay a Bunga 4.789.503 4.789.503

Total Biay a Operasi 4.789.503 4.789.503

Laba Bersih (CIF) 43.430.255 17.821.295

(Sumber : Hasil Perhitungan) Tabel 4.10

Uraian

Suku B unga 9%

0,05 0,04

P enjualan 128.044.800 102.435.840

Harga P okok P enjualan

* Biaya P roduksi _80.762.53 _80.762.53

* Biaya P enyusutan _4.160.000 _4.160.000

Harga P okok P enjualan _84.922.573 _84.922.573

Laba kotor _43.122.227 _17.513.267

Biaya Operasi

* Biaya Bunga _7.643.032 _7.643.032

Total Biaya Operasi _7.643.032 _7.643.032

Laba B ersih (CIF) _35.479.196 _10.123.037

(Sumber : Hasil Perhitungan)

Tabel 4.11

Uraian

Suku B unga 12%

0,05 0,04

P enjualan 128.044.800 102.435.840

Harga P okok P enjualan

* Biaya P roduksi 77.953.674 77.953.674

* Biaya P enyusutan 4.160.000 4.160.000

Harga P okok P enjualan 82.113.674 82.113.674

Laba kotor 45.931.126 20.322.166

Biaya Operasi

* Biaya Bunga 7.390.231 7.390.231

Total Biaya Operasi 7.390.231 7.390.231

Laba B ersih (CIF) 38.540.895 12.931.935

4.6.3 Analisis Kelayakan Investasi dengan Net Present Value (NPV)

Metode Net Present Value (NPV) ini menghitung ju mlah nilai sekarang dengan menggunakan Discount Rate tertentu dan ke mudian me mbandingkannya dengan investasi awal (Initial

Invesment). Selisihnya disebut. Apabila NPV tersebut

positif, ma ka usulan investasi tersebut diterima , dan apabila negatif ditola k. Berikut disajikan NPV PLTU Madura 2 x 200 MW setelah 25 tahun beroperasi.

(9)

Tabel 4.12 NPV PLTU Madura 2 x 200 MW Suku bunga Harga jual energi

5 cent US$/kWh 4 cent US$/kWh Suku bunga 6% 444.881.292 117.550.127 Suku bunga 9% 235.134.402 -13.926.469 Suku bunga 12% 71.298.789 -127.892.823

Dari tabel d iatas, PLTU Madura 2 x 200 MW layak investasi pada harga jual 5 cent US$/kWh dengan suku bunga 6%, 9%, dan 12%. Na mun untuk harga jual 4 cent US$ hanya layak investasi untuk suku bunga 6 %.

4.6.4 Analisis Internal Rate of Return

Tingkat pengemba lian internal (internal rate

of return-IRR) adalah tingkat bunga yang

dapat menjadikan NPV sa ma dengan nol, karena PV a rus kas pada tingkat bunga tersebut sama dengan investasi awa lnya. Metode ini me mpe rhitungkan nila i waktu dari uang, sehingga arus kas yang diterima telah di discount atas dasar biaya modal/tingkat bunga.

Tabel 4.13

Nilai Internal Rate of Return Berdasark an Suk u Bunga dan Harga Listrik per k Wh Harga Listrik

(cent$/kWh)

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

5 39% 31% 16%

4 16% 7% 3%

Suatu usulan proyek investasi diterima jika IRR lebih t inggi atau sama dengan biaya modal/tingkat suku bunga. Dan usulan proyek investasi ditolak jika IRR lebih rendah dari b iaya modal/tingkat suku bunga. Dari hasil perh itungan internal rate of return dan NPV, maka dapat dianalisa bahwa proyek ini layak untuk dilaksanakan apabila :

Menggunakan suku bunga 6% dengan harga listrik US$ 0.04/kWh atau lebih Menggunakan suku bunga 9% dengan

harga listrik US$ 0.05/kWh atau lebih. Menggunakan suku bunga 12% dengan

harga listrik US$ 0.05/kWh atau lebih.

4.7 Analisis Perhitungan Biaya Pokok Penyediaan

4.7.1 Analisis Sebelum PLTU Madur a 2 x 200 MW Dibangun

Jika dihitung Biaya Poko k Penyediaan (BPP) di Madura dengan merincinya per pe mbangkit yang ada seperti pada tabel 4.37, dimana BPP per

pembangkit terla mp ir, ma ka perhitungannya sebagai berikut :

PLTG = 100% x Rp 2155,67/kWh

= Rp2155,67/kWh

4.7.2 Analisis Setelah PLTU Madur a 2 x 200 MW Dibangun

Biaya Poko k Penyediaan listrik setelah pembangunan PLTU Madura 2 x 200 MW diharapkan mengala mi penurunan harga jual (Rp.715,98/kWh). Untuk PLT G me miliki b iaya pokok penyediaan yang cukup mahal ma ka sebagian kapasitasnya akan digantikan o leh PLTU Sehingga ada perubahan kapasitas pada perhitungannya.

Adapun Biaya Pokok Penyediaan setelah

dibangunnya PLTU ini adalah sebagai berikut:

BPP PLTU = 100% x Rp.118,8/kWh =

Rp.118,8 /kWh

Jadi dengan adanya pembangunan PLTU Madura 2 x 200 MW, maka BPP di Madura turun menjadi Rp.118,8 /kWh. Sehingga akan lebih membantu masyarakat dalam pemenuhan kebutuhan listriknya dengan perbandingan daya beli

masyarakatnya

4.8 Analisis Dampak Lingkungan

Pe mbangunan PLTU Madura 2 x 200 MW berbahan bakar batubara diperkira kan a kan men imbulkan dampa k baik positif maupun negatif terhadap komponen lingkungan pada setiap kegiatan, yaitu :

4.8.1 Tahap Pra Konstruksi

Kegiatan pembebasan lahan dapat men imbulkan da mpak penting berupa ke resahan sosial yang men jurus pada gangguan ka mtib mas apabila tidak diperoleh kesesuaian ganti rugi lahan.

4.8.2 Tahap Konstruksi

Kegiatan pe mbangunan PLTU Madura 2 x 200 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, e misi gas buang dari transportasi dan lain sebagainya.

4.8.3 Tahap Operasi

Keg iatan PLTU Madura 2 x 200 MW selama beroperasi dipe rkira kan menimbulkan dampak seperti berikut :

 Abrasi, sedimentasi dan gangguan terhadap aktivitas nelayan akibat adanya bangunan jetty dan break water. Abrasi dan sedimentasi dapat diatasi dengan pengerukan lumpur secara berkala . Pe mbe rdayaan kelo mpok nelayan perlu

(10)

dila kukan seperti pembe rian hibah berbentuk bantuan bahan pokok dengan subsidi (raskin) ke mudian berlan jutpada 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 pe mbuatan 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 penyemp rotan pada saat penumpahan batubara, pembuatan green barier, penerapan teknologi pengolahan udara dengan menggunakan electrostatic

precipitator.

 Untuk menghindari keb isingan, turbin diletakan di ruangan tertutup serta penanaman pohon disekitar lokasi turbin.

4.8.4 Tahap Pasca Operasi

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

4.8.5 Clean Development Mechanism (CDM)

CDM adalah satu-satunya mekanis me yang mena warkan win-win solution antara negara maju dengan negara berke mbang dala m rangka pengurangan emisi gas ru mah kaca (GHGs ), dimana negara ma ju menana mkan modalnya di negara berke mbang dala m proyek-proyek yang dapat menghasilkan pengurangan emisi GHGs , dengan imbalan CER (Certified Emission Reductions). PLTU menghasilkan e misi gas rata-rata sebanyak 960 kg/kWh, diatas ambang batas standard emisi gas Protokol Kyoto. Hal itu berarti PLTU harus me mbeli CER dengan nilai :

14 , 15 $ 0016 , 0 16 , 0 5 , 0 728 960 728 Rp US cent cent CDM

Artinya PLTU harus me mbayar ka rbon kred it sebesar Rp. 15,14 per kWh. Nilai karbon kredit total :

CDM = - Rp. 15,14 x 400.000 = - Rp.6.056.000/tahun.

Artinya, PLTU Madura ini harus me mbayar Rp 6.056.000/tahun ke Bank Dunia.

4.9 Analisis Pengambil an Ke putusan Prioritas Pembangkit

Pada analisis pengambilan keputusan,

pembangunan suatu pembangkit harus

me mpe rtimbangkan beberapa aspek seperti aspek teknis, ekono mi, sosial dan lingkungan. Setiap aspek yang akan menjad i acuan diberi nilai sesuai dengan prioritasnya dibandingkan dengan pembangkit yang lain. Bila d igunakan analisis penga mbilan keputusan dala m pe mbangunan pembangkit di Madura, maka dapat disimulasikan seperti tabel 4.39 :

Tabel 4.39

Analisis Keputusan Prioritas Pembangk it Jenis

pembangkit T eknis Ekonomi Sosial Lingkungan T otal

PLT A +1 +3 +5 +4 13

PLT U +5 +5 +3 +3 16

PLT D +5 +1 +2 +1 9

PLT G +5 +1 +1 +1 8

PLT GU +5 +2 +1 +2 10

(Sumber : Statistik PLN, data diolah k embali)

Dari tabel d iatas, dapat diamb il kesimpu lan bahwa pe mbangunan PLTU d i Madura me rupakan 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. Pe maka ian total untuk PLTU berkisar 0,5593 % dari total batubara yang terdapat di Kalimantan berdasarkan data tahun 2009. Dengan potensi batubara di Kalimantan ini ,ma ka dapat dipastikan realisasi pe mbangunan PLTU Madura 2 x 200 MW tidak a kan mengala mi kesulitan dala m ha l penyediaan batubara sela ma 25 tahun operasinya.

2. Proyeksi konsumsi energ i dan pelanggan listrik di Pulau Madura menunjukkan peningkatan tiap tahunnya, dengan pertumbuhan tertinggi di sektor rumah tangga.

3. Pembangunan PLTU Madura 2 x 200 MW ma mpu me menuhi kebutuhan listrik d i Madura, bahkan terdapat kelebihan daya yang dapat disalurkan ke sistem interkoneksi Ja mali untuk me mbantu me menuhi kebutuhan listrik d i daerah lain. Pe mbangunan PLTU Madura 2 x 200 MW ini juga me mbe rikan da mpak pada menurunnya BPP listrik dari Rp.2.155,67 menjadi Rp.118,8.

(11)

4. Berdasarkan hasil proyeksi laba-rugi, maka biaya produksi dan investasi PLTU Madura 2 x 200 MW ini layak secara ekono mi dengan menggunakan harga jual diatas US$ 0,05 atau dengan harga jual 0,04 menggunakan suku bunga 6%.

5. Pe mbangunan PLTU Madura 2 x 200 MW men imbulkan dampak lingkungan antara lain pencemaran e misi gas. Na mun penggunaan teknologi CDM dan electrostatic precipitator dapat mengurangi dampa k pencema ran oleh PLTU.

5.2 SARAN

1 Penggunaan teknologi pada pe mbangkit listrik berbahan bakar fosil seperti PLTU Madura ini haruslah ramah lingkungan mengingat

pencemaran lingkungan akibat

pengoperasiannya yang dapat me mbahayakan ekosistem maupun kesehatan manusia di sekitar pembangkit.

2 Dengan dibangunnya PLTU Madura ini, maka industrialisasi di Madura akan berkembang sehingga diperlukan juga adanya pembangunan SDM di Pulau Madura untuk meningkatkan ekonomi penduduk.

DAFTAR PUSTAKA

1. Marsudi, Djiteng. 2005. Oper asi Sistem Tenaga

Listrik. Jakarta : Graha Ilmu.

2. Marsudi, Djiteng. 2005. Pe mbangkitan Energi

Listrik. Jakarta : Erlangga.

3. Abdul Kadir, 1995. Energi: Sumber Daya,

Inovasi, Te nag a istrik dan Potensi Ek onomi.

Jakarta : Universitas Indonesia.

4. Pujawan, I Nyoman. 2003. Ekonomi Teknik

Edisi Pertama, Jakarta : Guna Widya.

5. Weston, J. Fred dan Copeland, Thomas E. 1999.

Managerial Finance eighth Edi tion. Ja karta :

Erlangga.

6. Steven C. Chapra, Ph.D, dan Ray mond P. Canale, Ph.D. 1994. Me tode Numerik. Jaka rta : Erlangga.

7. Mega. 2008. Analisa Pembangunan PLTU

Jane ponto 2 X 125 MW untuk Me ngatasi Krisis Ketenagalistrikan di Sulawesi Selatan dan Tenggar a, Tugas Akhir, , Surabaya :

Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS.

8. Mahmudsyah Syarifuddin, Ir. M.Eng., Kenaikan

Harga BB M dan Pr oble matikanya, Serta Di versifikasi Energi Me nghadapi Er a Pengurangan Subsi di BB M, Se minar, ITS-

Surabaya, 24 April 2002

9. ...,2010. Badan Pusat Statistik , URL: http:// www.bps-jatim.go.id

10. ..., 2005. Statistik PLN,

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

11. ..., 2010. Rencana Usaha Penyediaan Tenaga

Listrik 2010-2019, Departemen Energ i dan

Sumber daya mineral, 2010.

12. Badan Pusat Statistik Ja wa Timur. 2010.

Propinsi Jawa Ti mur Dal am Angka 2009.

Surabaya.

Kabupate n B angkalan Dal am Angka 2009.

Surabaya.

Kabupate n Sampang Dal am Angka 2009.

Surabaya.

Kabupate n Pamekasan Dalam Angka 2009.

Surabaya.

Kabupate n Sume ne p Dalam Angka 2009.

Surabaya.

RIWAYAT HIDUP

Penulis dilahirkan di Sa mpang, Jawa Timur pada tanggal 6 Oktober 1987, dilahirkan sebagai putra ketiga dari e mpat

bersaudara dari

pasangan Munawi dan Haryati Ningsih yang bertempat tinggal di Sampang, Jawa Timur. Penulis terdaftar sebagai

mahasiswa Jurusan

Teknik Elektro, Bidang Studi Tekn ik Sistem

Tenaga, Fakultas

Teknologi Industri, Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya dengan NRP : 2206 100 189. Jenjang pendidikan yang telah ditempuh adalah sebagai berikut :

SDN Banyuanyar II Sampang, lulus tahun 2000

SLTPN 1 Sampang, lulus tahun 2003 SMAN 1 Sampang, lulus tahun 2006

Tahun 2006 terdaftar sebagai mahasiswa Jurusan Teknik Ele ktro, Fa kultas Teknologi Industri, Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya.