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 selama ini dipasok oleh PLTGU Gresik melalui 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 membentang dari Gresik ke Kamal ini melalui 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 selama 3 bulan dan pada 4 Januari 2010 selama 5 jam. Berdasarkan data PLN d istribusi Jawa Timu r, tercatat beban puncak di Madura mencapai 122,9 MW pada 2009 dan akan men ingkat pada tahun-tahun mendatang. Untuk men jamin pasokan listrik Madura di masa yang akan datang, pemerintah mengeluarkan kebijakan untuk membangun pembangkit baru di Pulau Madura menggunakan batubara sebagai bahan bakarnya. Pembangunan PLTU Madura berkapasitas 2 x 200 MW ini diatur dalam 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 dalam lima tahun terakh ir mengalami 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 elektrifikasi 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. Dampak utama yang dirasakan adalah terjadinya krisis energi pada medio tahun 2007 sampai akh ir 2008, yang ditandai dengan adanya pemadaman berg ilir. Pemadaman in i juga melanda sistem Jawa dan Bali yang merupakan 80 % pemakaian energi seluruh nusantara.. Dengan melihat laju pertu mbuhan 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 mu lai 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 belu m 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 in i yang diatur dalam Permen ESDM No, 2 tahun 2010. Dalam Permen ini d ijelaskan bahwa proyekproyek pembangkit tenaga listrik yang akan d ibangun 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.
Page 1 of 11 Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
Diantara 93 p royek tersebut, terdapat satu PLTU yang akan dibangun di Madura dengan rencana awal berkapasitas 1 x 400 MW. Dengan adanya dinamika perkembangan program pembangunan pembangkit 10.000 MW ini, maka Permen ESDM No. 2 tahun 2010 d irev isi pada tanggal 27 Agustus 2010 dan diganti dengan Permen ESDM No.15 tahun 2010. Dalam 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.
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.
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 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 akan 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 mekanik.Turb in jen is 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. Desalination Plant Desalination adalah proses pengolahan air laut men jadi air tawar, dengan memisahkan air laut dari garamnya. Condensor Untuk mengkondensasikan uap bekas proses dengan air laut yang digunakan kembali sebagai air pengisi ketel uap. Pump/pompa Alat in i digunakan untuk meningkatkan tekanan flu ida kerja yaitu air. Po mpa harus mampu memenuhi tekanan yang dibutuhkan di dalam boiler.
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 d ipilih d i tepi pantai. Selain itu juga harus dipikirkan bagaimana penyaluran listriknya, agar tidak terlalu besar lossesnya maka dip ilih lo kasi yang tidak terlalu jauh dengan pusat beban. Unit PLTU u mu mnya mempunyai uku ran ekonomis di atas 20 MW. PLN mempunyai unit PLTU dengan ukuran 65 MW, 100 MW, 200 MW dan 600 MW. PLN juga mempunyai unit pembangkit dengan ukuran 12,5 MW dan 25 MW yang umurnya sudah sekitar 40 tahun dan kebanyakan tidak dioperasikan lag i. Berdasarkan survei dan studi kelayakan diatas, kemud ian ditentukan tempat dan kapasitas PLTU yang akan dibangun, termasuk penentuan ukuran unit pembangkitnya.
Page 2 of 11 Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
2.3 Harga Energi Listrik
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 p royek). Teknis perhitungan yang harus dilakukan adalah mentransfer seluruh aliran keuangan yang terjadi selama u mu r 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 (minimu m 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).
Secara u mu m harga energi yang dihasilkan suatu pembangkit listrik d ihitung dengan parameterparameter 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 t iap kWh yang dibangkitkan oleh suatu pembangkit tenaga listrik. a.
Annuity suku bunga Nilai suku bunga yang dipergunakan adalah suku bunga per tahun yang harus dibayar dengan memperhitungkan umu r dari pembangkit yang mempunyai rumus sebagai berikut: i (1
A Sb
(1
b.
i)
n
n
1
Annuity depresiasi Nilai depresiasi d idapatkan dari perkiraan penyusutan nilai pembangkit per tahun hingga mendekat i atau mencapai 100 persen dari nilai (value) pembangkit dan nilai depresiasi per tahun mempunyai rumus sebagai berikut: d
Ad (1
c.
i)
d)
n
1
Harga energi biayapemba ngki tan xkapasitas ( A sb
Ad )
operasi
perawa tan
energiyang dibangkitk ansetahun
Dimana : i = suku bunga (%) d = depresiasi (%) n = umur pembangkit (tahun) 2.4 Analisa Ekonomi Investasi Sebelu m suatu proyek d ilaksanakan perlu dilakukan analisa dari investasi tersebut sehingga akan diketahui kelayakan suatu proyek dilihat dari sisi ekonomi investasi, yaitu:
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 dalam 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 jarak yang terlebar 40 Km yang secara administrasi dibagi menjad i empat kabupaten, yaitu Kabupaten Bangkalan, Kabupaten Sampang, Kabupaten Pamekasan, dan Kabupaten Sumenep. Dengan batasbatas sebagai berikut :
Page 3 of 11 Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
Sebelah utara : Laut Jawa Sebelah selatan : Selat Madura Sebelah timur : Laut Jawa Sebelah barat : Selat Madura Kondisi geografis Pu lau Madura dengan topografi yang relatif datar d i bagian selatan dan semakin kearah utara tidak terjadi perbedaan elevansi ketinggian yang begitu mencolok. Selain itu juga merupakan dataran tinggi tanpa gunung berapi dan tanah pertanian lahan kering. Iklim d i daerah ini adalah tropis dengan suhu rata-rata 26,90ºC. Musim kemarau kering rata-rata 2-4 bulan atau pada musim kemarau 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 ratarata 30,50C. Kelembaban rata-rata 79 %. Ko mposisi tanah dan curah hujan yang tidak sama dilereng lereng yang tinggi letaknya justru terlalu banyak sedangkan di lereng-lereng yang rendah malah kekurangan dengan demikian mengakibatkan Madura kurang memiliki tanah yang subur.
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 Sampang terbagi dalam 14 Kecamatan yang terdiri atas 180 desa dan 6 kelurahan. Kabupaten Sampang mempunyai luas wilayah 1233,3 Km² dengan perincian sebagai berikut : Tabel 3.1 Pembagian Wilayah Administrasi dan Luas Wilayah Kabupaten Sampang
Gambar 3.1 Peta Pulau Madura 3.2 Kabupaten 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 Sampang adalah sebagai berikut :
Sebelah Sebelah Sebelah Sebelah
utara : Laut Jawa selatan: Selat Madura barat : Kabupaten Bangkalan timur :Kabupaten Pamekasan
(Sumber : KabarMadura.com)
Page 4 of 11 Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
Dari tabel d iatas dapat dijelaskan bahwa Kecamatan Ketapang merupakan wilayah kecamatan terluas yaitu 141,23 Km² atau 11,45 %, sedangkan untuk wilayah terkecil yaitu Kecamatan Pangarengan dengan luas 42,42 Km² atau 0,34 %. 4.
PERENCANAAN PEMB ANGUNAN PLTU MADURA 2 X 200 MW
4.1 Analisis Ketersedi aan Batubara PLTU Madura 2 x 200 MW PLTU Madura memiliki 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 2×200 MW
Konsumsi/jam (ton/jam)
Konsumsi/hari (ton/hari)
2×96
4608
Konsumsi/tahun (ton/tahun) 1.617.408
(Sumber: www.p3b.co.id data diolah kembali) 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
Pemakaian batubara untuk PLTU =40.435.200.000/ 7.229.950.000.000 x 100% = 0,5593 % Jadi total pemakaian untuk PLTU berkisar 0,5593 % dari total batubara yang terdapat di Kalimantan berdasarkan data tahun 2009. Jika efisiensi thermal PLTU dapat ditingkatkan, maka pemakaian 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 akan mengalami kesulitan dalam hal penyediaan batubara selama operasinya. Tabel 4.2 Pemakaian Bahan Bakar Untuk PLTU Madura 2 x 200 MW No
Perhitungan
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) Kebutuhan bahan bakar selama 25 tahun (kg) Prosentase pemakaian bahan bakar dari cadangan bahan bakar yang tersedia (%)
5 6
0,6 40.435.200.000 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 teknis PLTU dibangun di daerah pantai untuk memenuhi kebutuhan air teknis pembangkit. Terdapat 2 alternatif lo kasi untuk pembangunan pembangkit in i, yaitu di pantai utara atau di pantai selatan. Untuk pantai utara lokasi yang mungkin adalah di Kecamatan Ketapang, sedangkan di pantai selatan adalah Kecamatan Camplong.
Jika masa operasi PLTU diasu msikan 25 tahun, maka: Jumlah batubara 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:
Gambar 41 Alternatif Pemilihan Lokasi Pembangunan PLTU Madura 2 x 200 MW
Page 5 of 11 Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
Tabel 4.5 Proyeksi Kebutuhaan Beban Madura Menggunakan Regresi Linier Berganda
Gambar 4.2 Rute Transportasi Batubara Tabel 4.3 Analisis Keputusan Pemilihan Lokasi 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 diambil keputusan untuk membangun PLTU Madura 2 x 200 MW di Kecamatan Camplong. 4.3 Peramal an Beban Dengan Regresi Linier Berganda Dengan analisis in i akan dibahas tentang penghitungan perkiraan kebutuhan energi listrik Di Pulau Madura, sehingga akan didapat hasil perhitungan kebutuhan energi listrik sampai tahun 2039. Tabel 4.4 Data Input Perhitungan Kebutuhan Beban Pulau Madura Energi T ahun terjual (MWH) 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
304.061 355.093 367.066 332.615 384.755 399.935 418.115 456.361 494.897 554.339
RT 309.911 316.815 328.145 337.324 345.677 351.385 362.593 371.500 379.961 395.048
Bisnis Industri Publik Penduduk
PDRB (Milyar)
9.999 24.429 27.482 31.167 26.969 27.329 23.008 24.508 25.364 25.432
9.587 10.423 11.363 12.655 13.932 16.252 18.578 20.748 23.586 25.674
156 160 148 132 124 125 123 125 125 123
6.898 8.448 9.947 10.371 10.984 11.492 11.943 12.568 13.139 13.839
3.090.601 3.415.814 3.455.412 3.492.131 3.563.888 3.560.775 3.610.617 3.660.785 3.711.433 3.755.765
(Sumber : Data Statistik PLN Jawa Timur)
Tahun
Energi terjual (MWH)
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
RT
P DRB Bisnis Industri P ublik P enduduk (Milyar Rupiah)
(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 Proyeksi 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
2011
430.798
70.584
125
24.968
547.919
Page 6 of 11 Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
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
4.5 Pengaruh Pembangunan PLTU Madura 2 x 200 MW Terhadap Kelistrikan Madura Tabel 4.7 Proyeksi Neraca Daya Madura Tahun
Daya Mampu (MW)
Beban P uncak (MW)
Selisih (MW)
Ket
2010
30
127,125
-97,125
Defisit
924.686
2011
30
131,441
-101,441
Defisit
30
135,904
-105,904
Defisit Defisit
2021
691.411
225.625
125
51.585
968.746
2012
2022
716.576
241.586
125
54.293
1.012.580
2013
30
140,518
-110,518
2023
741.514
257.547
125
57.000
1.056.186
2014
30
145,289
-115,289
Defisit
2015
430
150,222
279,778
Surplus
2024
766.225
273.508
125
59.708
1.099.566
2025
790.710
289.469
125
62.415
1.142.719
2016
430
155,322
274,678
Surplus
2026
814.965
305.431
125
65.122
1.185.643
2017
430
160,596
269,404
Surplus
430
166,049
263,951
Surplus
2027
838.993
321.392
125
67.830
1.228.340
2018
2028
862.793
337.353
125
70.537
1.270.808
2019
430
171,686
258,314
Surplus
2020
430
150,222
255,004
Surplus
2029
886.363
353.314
125
73.245
1.313.047
2030
909.704
369.276
125
75.952
1.355.057
2021
430
155,322
251,160
Surplus
2031
932.816
385.237
125
78.659
1.396.837
2022
430
160,596
247,315
Surplus
430
155,322
243,471
Surplus
955.699
401.198
125
81.367
1.438.389
2023
2033
978.352
417.159
125
84.074
1.479.710
2024
430
160,596
239,626
Surplus
2034
1.000.775
433.121
125
86.781
1.520.802
2025
430
166,049
235,782
Surplus
2035
1.022.970
449.082
125
89.489
1.561.666
2026
430
171,686
231,937
Surplus
2036
1.044.934
465.043
125
92.196
1.602.298
2027
430
174,995
228,093
Surplus
2037
1.066.668
481.004
125
94.904
1.642.701
2028
430
178,839
224,248
Surplus
2038
1.088.174
496.966
125
97.611
1.682.876
2029
430
182,684
220,404
Surplus
2039
1.109.450
512.927
125
100.318
1.722.820
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
2032
(Sumber : Hasil Perhitungan )
2000000 1800000 1600000 1400000 1200000 1000000 800000 600000 400000 200000 0 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038
Regresi DKL 3.01
Grafik 4.1 Perbandingan Peramalan Beban Antara Regresi Linier Berganda Dengan DKL 3.01
(Sumber : Hasil Perhitungan) Ket : Asumsi sudah tidak ada pasokan listrik ke Madura melalui kabel laut. 4.6 Analisis Ekonomi Pembangkit 4.6.1 Perhitungan Biaya Pembangkitan Energi Listrik Biaya total pembangkitan energi listrik merupakan penjumlahan dari biaya modal, b iaya bahan bakar serta biaya operasi dan perawatan. Karenanya dalam perh itungan biaya pembangkitan energi listrik, harus dih itung satu persatu dari ket iga Page 7 of 11
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
biaya tersebut. Untuk PLTU Madura berkapasitas 2 x 200 MW, hasil perh itungannya disajikan pada tabel berikut :
(Sumber : Hasil Perhitungan) Tabel 4.10 Proyeksi Laba / Rugi PLTU Batubara Untuk Suku Bunga 9 % Suku B unga
Tabel 4.8 Biaya Pembangkitan energi Listrik
9%
Suku Bunga Perhitungan
6%
Biaya Pembangkitan (US$ / kW) Umur Operasi (Tahun) Kapasitas (M W) Biaya Bahan Bakar (US$ / kWh) B. O & M (US$ / kWh) Biaya M odal (US$ / kWh) Total Cost (US$ / kWh) Investasi (jutaUS$)
9%
12 %
Uraian
260
260
260
25
25
25
400
400
400
0,024
0,024
0,024
0,04
Jumlah P enjualan
Jumlah
Jumlah
128.044.800
Jumlah 102.435.840
Harga P okok P enjualan * Biaya P roduksi
80.762.53
* Biaya P enyusutan
4.160.000
80.762.53 4.160.000
Harga P okok P enjualan
84.922.573
84.922.573
Laba kotor
43.122.227
17.513.267
0,001
0.001
0,001
0,0049
0,00386
0,003009
0.028069
0.028918
0.02996
Total Biaya Operasi
7.643.032
7.643.032
104
104
104
Laba B ersih (CIF)
35.479.196
10.123.037
Biaya Operasi * Biaya Bunga
Suku Bunga
Suku B unga 12% Uraian
Harga Jual (US$/KWh)
Harga Jual (US$/KWh)
0,05
0,04 Jumlah
Jumlah
128.044.800
Jumlah 102.435.840
* Biay a Produksi
75.665.042
75.665.042
* Biay a Peny usutan
4.160.000
4.160.000
Harga Pokok Penjualan
79.825.042
79.825.042
Laba kotor
48.219.758
22.610.798
Biay a Operasi 4.789.503
Harga Jual (US$/KWh)
Harga Jual (US$/KWh)
0,05 Jumlah P enjualan
0,04 Jumlah
Jumlah
128.044.800
4.789.503
Total Biay a Operasi
4.789.503
4.789.503
Laba Bersih (CIF)
43.430.255
17.821.295
Harga P okok P enjualan * Biaya P roduksi
77.953.674
* Biaya P enyusutan
4.160.000
77.953.674 4.160.000
Harga P okok P enjualan
82.113.674
82.113.674
Laba kotor
45.931.126
20.322.166
Biaya Operasi 7.390.231
7.390.231
Total Biaya Operasi
7.390.231
7.390.231
Laba B ersih (CIF)
38.540.895
12.931.935
4.6.3 Analisis Kelayakan Investasi dengan Net Present Value (NPV) Metode Net Present Value (NPV) ini menghitung ju mlah nilai sekarang dengan menggunakan Discount Rate tertentu dan kemudian membandingkannya dengan investasi awal (Initial Invesment). Selisihnya disebut. Apabila NPV tersebut positif, maka usulan investasi tersebut diterima, dan apabila negatif ditolak. Berikut disajikan NPV PLTU Madura 2 x 200 MW setelah 25 tahun beroperasi.
Page 8 of 11 Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
Jumlah 102.435.840
(Sumber : Hasil Perhitungan)
6%
Jumlah
7.643.032
Tabel 4.11 Proyeksi Laba / Rugi PLTU Batubara Untuk Suku Bunga 12 %
* Biaya Bunga
Tabel 4.9 Proyeksi Laba / Rugi PLTU Batubara Untuk Suku Bunga 6 %
Penjualan
7.643.032
(Sumber : Hasil Perhitungan)
4.6.2 Proyeksi Laba - Rugi Setelah setahun beroperasi maka akan diperoleh Cash In Flow (CIF) pada tahun pertama dengan cara menju mlahkan laba / rugi bersih dengan penyusutan. Laba / rugi bersih ini dih itung dengan melakukan pengurangan terhadap penjualan berupa harga pokok penjualan dan biaya bunga. Biaya penyusutan merupakan biaya penyusutan per tahun aset (4 %) dari total investasi. Sedang biaya bunga merupakan penambahan nilai uang jika b iaya produksi dibungakan disimpan di bank.Untuk suku bunga sebesar 6 %, dan kita amb il harga penjualan listrik sebesar 5 cent / kWh (0,05 US$/kWh ) dan 4 cent / kWh (0,04 US$/kWh ). Hasil perh itungannya ditunjukkan oleh tabel berikut :
* Biay a Bunga
Harga Jual (US$/KWh)
0,05
(Sumber : Hasil Perhitungan)
Uraian
Harga Jual (US$/KWh)
Tabel 4.12 NPV PLTU Madura 2 x 200 MW Suku bunga
Harga jual energi 5 cent US$/kWh
4 cent US$/kWh
Suku bunga 6%
444.881.292
117.550.127
Suku bunga 9%
235.134.402
-13.926.469
Suku bunga 12%
71.298.789
-127.892.823
(Sumber : Hasil Perhitungan) Dari tabel d iatas, PLTU Madura 2 x 200 MW layak investasi pada harga jual 5 cent US$/kWh dengan suku bunga 6%, 9%, dan 12%. Namun untuk harga jual 4 cent US$ hanya layak investasi untuk suku bunga 6 %. 4.6.4 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 4.13 Nilai Internal Rate of Return Berdasarkan Suku Bunga dan Harga Listrik per kWh Harga Listrik Internal Rate of Return % (cent$/kWh) i = 6 % i = 9 % i = 12 % 5 39% 31% 16% 4 16% 7% 3% (Sumber : Hasil Perhitungan)
pembangkit terlamp ir, maka perhitungannya sebagai berikut : PLTG = 100% x Rp 2155,67/kWh = Rp2155,67/kWh 4.7.2
Analisis Setelah PLTU Madura 2 x 200 MW Dibangun Biaya Poko k Penyediaan listrik setelah pembangunan PLTU Madura 2 x 200 MW diharapkan mengalami penurunan harga jual (Rp.715,98/kWh). Untuk PLT G memiliki b iaya pokok penyediaan yang cukup mahal maka sebagian kapasitasnya akan digantikan o leh PLTU Sehingga ada perubahan kapasitas pada perhitungannya. Adapun Biaya Pokok Penyediaan setelah dibangunnya PLTU ini adalah sebagai berikut: BPP PLTU = 100% x Rp.118,8/kWh = Rp.118,8 /kWh Jadi dengan adanya pembangunan PLTU Madura 2 x 200 MW, maka BPP di Madura turun menjadi Rp.118,8 /kWh. Sehingga akan lebih membantu masyarakat dalam pemenuhan kebutuhan listriknya dengan perbandingan daya beli masyarakatnya 4.8
Analisis Dampak Lingkungan Pembangunan PLTU Madura 2 x 200 MW berbahan bakar batubara diperkirakan akan men imbulkan dampak baik positif maupun negatif terhadap komponen lingkungan pada setiap kegiatan, yaitu : 4.8.1
Suatu usulan proyek investasi diterima jika IRR lebih t inggi atau sama dengan biaya modal/tingkat suku bunga. Dan usulan proyek investasi ditolak jika IRR lebih rendah dari b iaya modal/tingkat suku bunga. Dari hasil perh itungan internal rate of return dan NPV, maka dapat dianalisa bahwa proyek ini layak untuk dilaksanakan apabila : Menggunakan suku bunga 6% dengan harga listrik US$ 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 Madura 2 x 200 MW Dibangun Jika dihitung Biaya Poko k Penyediaan (BPP) di Madura dengan merincinya per pembangkit yang ada seperti pada tabel 4.37, dimana BPP per
Tahap Pra Konstruksi Kegiatan pembebasan lahan dapat men imbulkan dampak penting berupa keresahan sosial yang men jurus pada gangguan kamtib mas apabila tidak diperoleh kesesuaian ganti rugi lahan. 4.8.2
Tahap Konstruksi Kegiatan pembangunan 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, emisi gas buang dari transportasi dan lain sebagainya. 4.8.3 Tahap Operasi Keg iatan PLTU Madura 2 x 200 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 kelo mpok nelayan perlu Page 9 of 11
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
dilakukan seperti pemberian hibah berbentuk bantuan bahan pokok dengan subsidi (raskin) kemudian berlan jut 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 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 menawarkan win-win solution antara negara maju dengan negara berkembang dalam rangka pengurangan emisi gas ru mah 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 : CDM
728
960
0 , 5 cent
728 0 ,16 cent 0 , 0016 $US
Rp 15 ,14 Artinya PLTU harus membayar karbon 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 membayar Rp 6.056.000/tahun ke Bank Dunia. 4.9
Analisis Pengambil an Keputusan Prioritas Pembangkit Pada analisis pengambilan keputusan, pembangunan suatu pembangkit harus mempertimbangkan 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 pengambilan keputusan dalam pembangunan pembangkit di Madura, maka dapat disimulasikan seperti tabel 4.39 : Tabel 4.39 Analisis Keputusan Prioritas Pembangkit Jenis pembangkit PLT A PLT U PLT D PLT G PLT GU
T eknis
Ekonomi
Sosial
Lingkungan
T otal
+1 +5 +5 +5 +5
+3 +5 +1 +1 +2
+5 +3 +2 +1 +1
+4 +3 +1 +1 +2
13 16 9 8 10
(Sumber : Statistik PLN, data diolah kembali) Dari tabel d iatas, dapat diamb il kesimpu lan bahwa pembangunan PLTU d i Madura merupakan prioritas utama dibandingkan pembangkit jenis lain.
5. 5.1
PENUTUP KESIMPULAN Berdasarkan hasil perhitungan dan analisa yang telah dilakukan dapat diambil beberapa kesimpulan antara lain : 1. Pemakaian total untuk PLTU berkisar 0,5593 % dari total batubara yang terdapat di Kalimantan berdasarkan data tahun 2009. Dengan potensi batubara di Kalimantan ini ,maka dapat dipastikan realisasi pembangunan PLTU Madura 2 x 200 MW tidak akan mengalami kesulitan dalam hal penyediaan batubara selama 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 mampu memenuhi kebutuhan listrik d i Madura, bahkan terdapat kelebihan daya yang dapat disalurkan ke sistem interkoneksi Jamali untuk membantu memenuhi kebutuhan listrik d i daerah lain. Pembangunan PLTU Madura 2 x 200 MW ini juga memberikan dampak pada menurunnya BPP listrik dari Rp.2.155,67 menjadi Rp.118,8. Page 10 of 11
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
4.
5.
5.2 1
2
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%. Pembangunan PLTU Madura 2 x 200 MW men imbulkan dampak lingkungan antara lain pencemaran emisi gas. Namun penggunaan teknologi CDM dan electrostatic precipitator dapat mengurangi dampak pencemaran oleh PLTU.
9.
SARAN Penggunaan teknologi pada pembangkit listrik berbahan bakar fosil seperti PLTU Madura ini haruslah ramah lingkungan mengingat pencemaran lingkungan akibat pengoperasiannya yang dapat membahayakan ekosistem maupun kesehatan manusia di sekitar pembangkit. Dengan dibangunnya PLTU Madura ini, maka industrialisasi di Madura akan berkembang sehingga diperlukan juga adanya pembangunan SDM di Pulau Madura untuk meningkatkan ekonomi penduduk.
14.
DAFTAR PUSTAKA 1. 2. 3.
4. 5.
6.
7.
8.
Marsudi, Djiteng. 2005. Operasi Sistem Tenaga Listrik. Jakarta : Graha Ilmu. Marsudi, Djiteng. 2005. Pembangkitan Energi Listrik. Jakarta : Erlangga. Abdul Kadir, 1995. Energi: Sumber Daya, Inovasi, Tenag a istrik dan Potensi Ek onomi. Jakarta : Universitas Indonesia. Pujawan, I Nyoman. 2003. Ekonomi Teknik Edisi Pertama, Jakarta : Guna Widya. Weston, J. Fred dan Copeland, Thomas E. 1999. Managerial Finance eighth Edi tion. Jakarta : Erlangga. Steven C. Chapra, Ph.D, dan Ray mond P. Canale, Ph.D. 1994. Metode Numerik. Jakarta : Erlangga. 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. Mahmudsyah Syarifuddin, Ir. M.Eng., Kenaikan Harga BB M dan Problematikanya, Serta Di versifikasi Energi Menghadapi Era Pengurangan Subsi di BB M, Seminar, ITSSurabaya, 24 April 2002
10. 11.
12.
13.
15.
16.
...,2010. Badan Pusat Statistik, URL: http:// www.bps-jatim.go.id ..., 2005. Statistik PLN, URL:http://www.pln.co.id ..., 2010. Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik 2010-2019, Departemen Energ i dan Sumber daya mineral, 2010. Badan Pusat Statistik Jawa Timur. 2010. Propinsi Jawa Ti mur Dal am Angka 2009. Surabaya. Badan Pusat Statistik Jawa Timur. 2010. Kabupaten B angkalan Dal am Angka 2009. Surabaya. Badan Pusat Statistik Jawa Timur. 2010. Kabupaten Sampang Dal am Angka 2009. Surabaya. Badan Pusat Statistik Jawa Timur. 2010. Kabupaten Pamekasan Dalam Angka 2009. Surabaya. Badan Pusat Statistik Jawa Timur. 2010. Kabupaten Sumenep Dalam Angka 2009. Surabaya.
RIWAYAT HIDUP Penulis dilahirkan di Sampang, Jawa Timur pada tanggal 6 Oktober 1987, dilahirkan sebagai putra ketiga dari empat 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 Elektro, Fakultas Teknologi Industri, Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya.
Page 11 of 11 Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
