BAB II LANDASAN TEORI

BAB II LANDASAN TEORI

2.1.

Gambaran Umum Ketenagalistrikan Indonesia Selama tiga dasawarsa terakhir, penyediaan tenaga listrik dilakukan oleh

PT PLN Persero sebagai Pemegang Kuasa Usaha Ketenagalistrikan (PKUK). Permintaan listrik yang tinggi dalam kurun waktu tersebut tidak mampu dipenuhi, sehingga partisipasi dari pelaku-pelaku lain seperti koperasi, swasta dan industri sangat diperlukan untuk membangkitkan tenaga listrik baik kepentingan sendiri maupun kepentingan umum. Dengan terbitnya Keppres No. 37 Tahun 1992 tentang Usaha Penyediaan Tenaga Listrik oleh Swasta membuka jalan bagi usaha ketenagalistrikan untuk kepentingan umum skala besar, baik bagi proyek yang direncanakan baik oleh Pemerintah maupun partisipasi swasta. Penyediaan tenaga listrik perlu diselenggarakan secara efisien melalui kompetisi dan transparansi dalam iklim usaha yang sehat dengan pengaturan yang memberikan perlakuan yang sama kepada semua pelaku usaha. Maka dikelurkan UDD Nomor 20 Tahun 2002 tetang Ketenagalistrikan menurut fungsi usaha. Karena sumber energy yang pada umumnya terdapat di lokasi yang sulit dijangkau memerlukan teknologi tinggi dan keahlian yang memadai. Tidak 11

http://digilib.mercubuana.ac.id/

seperti sistem kerja manufaktur, sektor industri tenaga listrik memiliki karakteristik yang unik, teknik infrastruktur yang kompleks dan biaya investasi yang besar untuk mendukung sistem produksi dan distribusi yang bersifat just in time. Selain itu juga terdapat faktor resiko yang tinggi, seperti country risk, exploration risk, operational risk, dan market risk. Perkembangan sektor energi yang sangat dipengaruhi oleh kebijakan politik serta kurangnya kepastian hukum investasi di Indonesia menyebabkan investasi di bidang ini memiliki country risk yang cukup tinggi. Exploration risk adalah resiko yang berkaitan dengan berhasil tidaknya menemukan sumber daya panas bumi yang sangat menuntut kejelian analisis dan memerlukan data teknis baik hasil studi geologi maupun data teknik yang dapat diandalkan. Operational risk merupakan resiko yang berhubungan fungsi operasional perusahaan yang dipengaruhi oleh kontrol dari pihak manajemen, teknologi informasi yang digunakan, proses produksi, serta orang-orang yang terlibat di dalamnya. Sedangkan market risk yang terdapat di Indonesia erat kaitannya dengan kesenjangan harga jual keekonomian tenaga listrik dengan biaya produksinya. Terlebih lagi karakteristik panasbumi yang tidak bisa diekspor hasil produksinya, hanya memungkinkan pembangkit listrik panas bumi untuk dipergunakan bagi keperluan dalam negeri saja. Mengingat pengembangan potensi panas bumi memerlukan initial investment yang cukup besar, serta memiliki tingkat resiko yang cukup tinggi, penilaian (valuation) sebagai salah satu dasar dalam pengembangan sektor ini mempunyai peranan yang sangat penting, sehingga diperlukan suatu analisis

12


investasi dan resiko yang bisa diterima oleh pihak investor dan pihak manajemen bagi kepentingan pelaksanaan bisnis. Sumber : PT. PLN Persero,2010, Jakarta 2.1.1

Peran Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi Sejarah pemanfaatan PLTP di Indonesia diawali oleh usulan Van Dijk asal

Belanda tahun 1918 untuk membangun PLTP di Kamojang, Jabar. Kamojang menghasilkan uap tahun 1926, kemudian dari 5 sumur uap hanya satu sumur yang produktif, tetapi tidak lama kemudian mati. Tahun 1964 PLTP dihidupkan kembali oleh Direktorat Vulkanologi (Bandung), PLN, dan ITB. Tahun 1971, PLTP Lahendong Sulut, dan PLTP Lempung, Kerinci dikembangkan. Tahun 1972, pengeboran 6 sumur di Dieng, Jateng, dilakukan, tetapi tak satu pun mengeluarkan uap. Tahun 1974, Pertamina dan PLN mengembangkan PLTP Kamojang 30 MW. Tahun 1977, Selandia Baru menyumbang NZ$24juta dari kebutuhan NZ$34juta, sisanya ditanggung Indonesia untuk Kamojang. Tahun 1978, tim Kanada ke Lahendong dan Lempung, Kerinci. Monoblok Kamojang diresmikan 27 November. Tahun 1981, Monoblok Dieng diresmikan 14 Mei. Pertamina diberi wewenang melakukan survei, eksplorasi dan eksploitasi PLTP di Indonesia. Tahun 1982, Pertamina meneruskan penelitian di Lahendong dan melakukan kontrak dengan UGI (Unocal Geothermal Indonesia) untuk PLTP di Gunung Salak, Jabar. Tahun 1983, PLTP Kamojang-I 30 MW diresmikan 1 Februari. Tahun 1987, PLTP Kamojang-II dioperasikan. Pertamina, Amoseas of Indonesia Inc., dan PLN melakukan kerma eksplorasi panas bumi di Gunung Drajat, Jabar.

13


Tahun 1991, keluar Keppres meleluasakan Pertamina dan kontraktor mengeksplorasi dan mengeksploitasi panas bumi, dan menjual uap / listrik kepada PLN. Tahun 1994, PLTP Gunung Drajat-I beroperasi, PLTP Gunung Salak-I dan II beroperasi, dan Pertamina melakukan kontrak dengan 4 perusahaan swasta. Tahun 1995, Nota kesepahaman dilakukan Pertamina dan PLN untuk membangun PLTP Lahendong 1x20 MW, Sulut, dan PLTP Sibayak 2 MW, Sumut. Kapasitas terpasang PLTP Indonesia : 1.189 MW hanya 4%, yaitu di PLTP Kamojang (200 MW) Jabar, Lahendong-1, 2, dan 3 (3x20 MW) Sulut, Dieng (60 MW) Jateng, Gunung Salak (375 MW) jabar, Darajat (255 MW) Jabar, Sibayak (2x5 MW) Sumut, dan Wayan Windu (227 MW) Jabar. Kapasitas yang sudah terpasang itu menempatkan Indonesia di posisi ketiga dunia setelah Amerika dan Pilipina. Bila digenjot hingga 4.000 MW bukan tidak mungkin PLTP Indonesia akan menempati posisi nomor satu dunia. Program percepatan pembangunan pembangkit listrik 10.000 MW tahap II yang komposisi energi mix-nya mengarah ke Panas Bumi itu diharapkan akan meningkatkan pemanfaatan panas bumi hingga 17% (4.713 MW) pada tahun 2015. PLTP Ulubelu-1 dan 2 di Lampung dengan kapasitas 2 x 55 MW akan beroperasi th 2012. Selain itu, PLTP lain yang masuk dalam target pemanfaatan panas bumi adalah PLTP Lahendong-4 (20 MW) (Sulawesi Utara), PLTP Sarulla 330/3x110 MW (Sumatera Utara), PLTP Ulumbu (10/4x2,5 MW) di Flores, NTT. PLN melakukan Studi kelayakan untuk PLTP Hululais (110/2x55 MW) di Bengkulu , PLTP Sungai Penuh (110/2x55 MW) di Jambi, PLTP Kotamobagu (80/4x20 MW) di Sulut, PLTP Tulehu (20 MW) di Ambon, dan PLTP Sembalun (70 MW), Lombok Timur.

14


Sayangnya, sekitar 70% lokasi PLTP yang potensial berada di kawasan hutan lindung, sehingga terjadi konflik kepentingan dengan Kementrian Kehutanan, yaitu apakah membangun PLTP atau mempertahankan kawasan konservasi. Untuk mengatasi hal tersebut perlu dilakukan langkah-langkah berikut: 1. Revisi PP no. 68 th 1998 Perpu Panas Bumi di kawasan konservasi dan revisi UU No. 5 th 1990. 2. Perlu payung hukum untuk PP No.68 th 1998 agar terjalin kerjasama dan sinergi antara Kementrian Kehutanan dan Kementrian ESDM 3. Revisi UU No.5 th 1990 tentang Konservasi SDA Hayati dan Ekosistemnya. Sumber : Perusahaan Umum Listrik Negara,1988,“PLTP Kamojang Indonesia’s First Geothermal Power Plant”.

2.1.2

Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi Energi panas bumi adalah energi yang dihasilkan oleh tekanan panas

bumi. Energi ini dapat digunakan untuk menghasilkan listrik, sebagai salah satu bentuk dari energi terbaharui, tetapi karena panas di suatu lokasi dapat habis, jadi secara teknis dia tidak diperbarui secara mutlak. Panas bumi adalah sebuah sumber energi panas yang terdapat dan terbentuk di dalam kerak bumi. Sumber : Syariffuddin Mahmudsyah , 2008, “Energi Panas Bumi”, Surabaya.

15


Menurut pasal 1 UU No.27 tahun 2003 tentang Panas Bumi, panas bumi adalah sumber energi panas yang terkandung di dalam air panas, uap air, dan batuan bersama mineral ikutan dan gas lainnya yang secara genetik semuanya tidak dapat dipisahkan dalam suatu sistem Panas Bumi dan untuk pemanfaatannya diperlukan proses penambangan. Contoh: PLTP Kamojang,PLTP Darajat,PLTP Gunung Salak, Chevron geothermal Duri (riau) dan lain-lain. Secara umum pengembangan sumber panas bumi di Indonesia bisa dikelompokan ke dalam era sebelum kemerdakaan, pra UU nomor 27 tahun 2003 dan era atau setelah terbitnya UU nomor 27 tahun 2003. Saat usai kemerdekaan RI, pengembangan sumber panas bumi bisa dikatakan berhenti atau tidak ada kegiatan. Hal ini bisa dimaklumi karena, bangsa Indonesia ketika itu tengah mengalam peperangan mempertahankan kemerdekaan. Pada

tahun

2005,

melalui

Strategi

Pengelolaan

Energi

pada

Pengembangan Industri Energi Nasional 2005 ditegaskan mengenai peningkatan keamanan pasokan energi. Selain itu juga ditetapkannya target peningkatan kontribusi sumber daya panas bumi dalam sasaran bauran energi nasional dari 2 persen pada tahun 2005 menjadi 5 persen (9500 Mwe) pada tahun 2025. Kemudian, berbagai ketentuan dikeluarkan pemerintah untuk mendorong pengembangan potensi sumber daya panas bumi. Pemerintah dan Pemerintah Daerah memiliki kewenangan melakukan Survei Pendahuluan (termasuk eksplorasi), perijinian, pembinaan dan pengawasan usaha panas bumi sesuai kewenangan masing-masing. Hal ini bertujuan untuk mendapatkan data yang dijadikan dasar penetapan WKP Oleh Menteri ESDM.

16


Selanjutnya, WKP inilah yang proses pelelangannya dilakukan oleh Pemerintah Daerah. Untuk WKP yang berada di lokasi Kabupaten/Kota dilakukan Pemerintah Kabupaten/Kota. Untuk yang berlokasi di antara wilayah Kabupaten/Kota dilakukan Pemerintah Provinsi. Selanjutnya untuk yang berlokasi diantara dua Provinsi dilakukan oleh Pemerintah Pusat. Secara umum Penetapan WKP Panas bumi sebagaimana diatur dalam Permen ESDM nomor 11 tahun 2008 meliputi tingkat penyelidikan dan status lahan. Tingkat penyelidikan bertujuan untuk mendapatkan data sudah dapat mendeliniasi gambaran awal sistem panas bumi yang meliputi sumber panas, reservoir (luas dan kedalaman), batuan tertutup, sifat fisik dan kimia fluida (temperatur dan unsur kimia) dan daerah recharge dan discharge. Mengenai status lahan (tata ruang dan penggunaan lahan) bahwa diluar kawasan konservasi (Taman Nasional) dan daerah terlarang lainnya menurut Undang-Undang yang berlaku. Sebenarnya, berdasarkan Survei Pendahuluan berupa Survei Geologi, Geokimia dan Geofisika bisa didapatkan gambaran awal sistem panas bumi. Baik itu mengenai dimensi reservoir, suhu atau temperatur fluida dsbnya. Ini menunjukan bahwa manifestasi permukaan merupakan path finder tentang keberadaan reservoir. Artinya, keberadaan sumber panas bumi ditandai beberapa manifestasi dipermukaannya. Misalnya, jika ada sumber air panas permukaan maka besar kemungkinan dibawah permukaan terdapat sumber panas bumi. Oleh sebab itu keberadaan sumber panas bumi sangat berbeda dengan minyak dan gas bumi. Umumnya, keberadaan sumber daya migas lebih sulit di

17


duga dibanding sumber panas bumi. Antara terbentuk, terkumpul maupun keberadaan migas memiliki tingkat kesulitan yang lebih tinggi untuk mencarinya dibanding sumber panas bumi. Asal sumber panas bumi tergolong dewasa, tidak muda dan tidak tua, bisa diduga dibawah permukaan terdapat sumber panas bumi. Gambaran Manifestasi permukaan sumber panas bumi tersebut antara lain, yaitu manifestasi permukaan model high terrain dan flat terrain.

2.2

Geothermal atau Panas Bumi Secara singkat geothermal didefinisikan sebagai panas yang berasal dari

dalam bumi. Sedangkan energi panas bumi adalah energi yang ditimbulkan oleh panas tersebut. Panas bumi menghasilkan energi yang bersih (dari polusi) dan berkesinambungan atau dapat diperbarui. Sumberdaya energi panas bumi dapat ditemukan pada air dan batuan panas di dekat permukaan bumi sampai beberapa kilometer di bawah permukaan. Bahkan jauh lebih dalam lagi sampai pada sumber panas yang ekstrim dari batuan yang mencair atau magma. Untuk menangkap panas bumi tersebut harus dilakukan pemboran sumur seperti yang dilakukan pada sumur produksi minyakbumi. Sumur tersebut menangkap air tanah yang terpanaskan, kemudian uap dan air panas dipisahkan. Uap air panas dibersihkan dan dialirkan untuk memutar turbin. Air panas yang telah dipisahkan dimasukkan kembali ke dalam reservoir melalui sumur injeksi yang dapat membantu untuk menimbulkan lagi sumber uap. Tenaga panas bumi adalah listrik yang dihasilkan dari panas bumi. Panas bumi dapat menghasilkan listrik yang reliabel dan hampir tidak mengeluarkan gas rumah kaca. Panas bumi, adalah sumber energi panas yang terkandung di dalam

18


air panas, uap air dan batuan bersama mineral ikutan dan gas lainnya yang secara genetik semuanya tidak dapat dipisahkan dalam suatu sistem panas bumi dan untuk pemanfaatannya diperlukan proses penambangan. Panas bumi mengalir secara kontinyu dari dalam bumi menuju ke permukaan yang manifestasinya dapat berupa: gunung berapi, mata air panas, dan geyser.

Gambar 2.2 : Struktur Gunung berapi Sumber : http://www.esdm.go.id/renew.html

2.2.1

Keunggulan Energi Panas Bumi Energi panas bumi dapat menyediakan sumber tenaga yang bersih dan

terbarukan serta dapat memberikan keuntungan yang signifikan. Emisi energi panas bumi tak mengandung polutan kimiawi atau tak mengeluarkan limbah dan hanya mengandung sebagian besar air yang diinjeksikan kembali kedalam bumi. Energi panas bumi adalah sumber tenaga yang andal yang dapat mengurangi kebutuhan impor bahan bakar fosil. Panas bumi juga dapat terbarukan karena praktis sumber panas alami dari dalam bumi tidak ada batasnya. Beberapa keunggulan sumber energi panas bumi adalah: 

Menyediakan tenaga listrik yang andal dengan pembangkit yang tidak memakan tempat 19




Terbarukan dan berkesinambungan



Memberikan tenaga beban dasar yang konstan



Dapat meng”conserve” bahan bakar fosil



Memberikan keuntungan ekonomi secara lokal



Dapat dikontrol secara jarak jauh



Dapat mengurangi polusi dari penggunaan bahan bakar fosil

2.3

Tinjauan Aspek Teknis Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi

2.3.1

Eksplorasi Panas Bumi Cara untuk memeperoleh sumber panas bumi adalah dengan eksplorasi

yang harus dilakukan dalam beberapa tahap. Tahap survei eksplorasi sumber panas bumi adalah sebagai berikut : 1. Survei pendahuluan dengan interpretasi dan analisa foto udara dan citra satelit 2. Kajian kegunungapian atau studi volkanologi 3. Pemetaan geologi dan struktur geologi 4. Survei geokimia 5. Survei geofisika 6. Pemboran eksplorasi Selain faktor suhu, faktor-faktor lain yang biasanya dipertimbangkan dalam memutuskan pengembangan suatu sumberdaya panas bumi layak atau tidak untuk dimanfaatkan sebagai pembangkit listrik adalah sebagai berikut :

20




Mempunyai kandungan panas atau cadangan yang besar sehingga mampu memproduksi uap untuk jangka waktu yang cukup lama, yaitu sekitar 2530 tahun.



Menghasilkan fluida yang mempunyai pH hampir netral agar laju korosinya realit rendah, sehingga fasilitas produksi tidak cepat terkorosi.



Kedalaman reservoir tidak terlalu besar, biasanya tidak lebih dari 300 m dibawah permukaan tanah.



Berada di daerah yang relative tidak sulit dicapai.



Berada di daerah dengan kemungkinan terjadinya erupsi hidrotermal yang relative rendah. Proses produksi fluida panas bumi dapat meningkatkan kemungkinan terjadinya erupsi hidrotermal.

Sumber : http://www.pge.go.id/renew.html

2.3.2

Gradien Geothermal Secara universal, setiap penurunan 1 km kedalaman ke perut bumi

temperatur naik sebesar 25 - 30ºC. Atau setiap kedalaman bertambah 100 meter temperatur naik sekitar 2,5 sampai 3ºC. Jadi semakin jauh ke dalam perut bumi suhu batuan akan makin tinggi. Bila suhu di permukaan bumi adalah 27ºC maka untuk kedalaman 100 meter suhu bisa mencapai sekitar 29,5ºC. Untuk kedalaman 1 km suhu batuan dapat mencapai 52 - 60ºC. Pertambahan panas tersebut dikenal sebagai gradien geotermal. Untuk tempat-tempat tertentu di sekitar daerah volkanik gradien geotermal dapat lebih besar lagi. Variasinya 1 - 25°C / 100m.

21


Di dalam kulit bumi ada kalanya aliran air dekat sekali dengan batuan panas dengan suhu bisa mencapai 148ºC. Air tersebut tidak menjadi uap (steam) karena tidak ada kontak dengan udara. Bila air panas tadi bisa keluar ke permukaan bumi melalui celah atau terjadi rekahan di kulit bumi, maka muncul air panas yang biasa disebut dengan hot spring. Air panas alam ini biasa dimanfaatkan sebagai kolam air panas, dan banyak pula yang sekaligus menjadi tempat wisata. Mata air panas di Indonesia tak terhitung jumlahnya. Karena diperlukan kondisi tertentu agar supaya magma dapat berada di dekat permukaan bumi sehingga memungkinkan untuk memanaskan batuan dan air tanah di dalam reservoir, maka di permukaan bumi hanya sedikit tempat yang mempunyai potensi panas bumi. Terutama yang berada di area Pacific Rim atau dikenal juga sebagai ring of fire yaitu gugusan gunung berapi di kepulauan maupun pinggir benua yang membentang melingkari Samudra Pasifik. Pada lokasi-lokasi tersebut rekahan-rekahan dalam tubuh batuan di kulit bumi jauh di bawah permukaan memberi jalan bagi magma untuk mengalir naik menuju posisi yang cukup dekat dengan permukaan tanah sehingga mampu memanaskan air tanah yang mengalir kebawah dan menempati lapisan batuan yang berdekatan dengan magma tersebut.

2.3.3

Perubahan Energi Panas Bumi Menjadi Tenaga Listrik Air dan uap panas yang keluar ke permukaan bumi dapat dimanfaatkan

secara langsung sebagai pemanas. Selain bermanfaat sebagai pemanas, panas bumi dapat dimanfaatkan sebagai tenaga pembangkit listrik. Air panas alami bila bercampur dengan udara akan menimbulkan uap panas (steam). Air panas dan uap

22


inilah yang kemudian dimanfaatkan sebagai sumber pembangkit tenaga listrik. Agar panas bumi dapat dikonversi menjadi energi listrik maka diperlukan pembangkit (power plants). Reservoir panas bumi biasanya diklasifikasikan ke dalam dua golongan yaitu yang bersuhu rendah (<150ºC) dan yang bersuhu tinggi (>150ºC). Yang dapat digunakan untuk sumber pembangkit tenaga listrik dan dikomersialkan adalah yang masuk kategori high temperature. Namun dengan perkembangan teknologi, sumber panas bumi dengan kategori low temperature juga dapat digunakan asalkan suhunya melebihi 50ºC. Pembangkit listrik dari panas bumi dapat beroperasi pada suhu yang relatif rendah yaitu berkisar antara 50 s/d 250ºC. Sebagian besar pembangkit listrik menggunakan uap. Uap dipakai untuk memutar turbin yang kemudian mengaktifkan generator untuk menghasilkan listrik. Banyak pembangkit listrik masih menggunakan bahan bakar fosil untuk mendidihkan air guna menghasilkan uap. Pembangkit Listrik Tenaga Panas bumi (PLTP) pada prinsipnya sama seperti Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU), hanya saja pada PLTU, uap dibuat di permukaan menggunakan boiler, sedangkan pada PLTP uap berasal dari reservoir panas bumi. Pembangkit yang digunakan untuk merubah panas bumi menjadi tenaga listrik secara umum mempunyai komponen yang sama dengan power plant lain yang bukan berbasis panas bumi, yaitu terdiri dari generator, turbin sebagai penggerak generator, heat exchanger, chiller, pompa, dan sebagainya. Ada tiga macam teknologi pembangkit listrik tenaga panas bumi yaitu dry steam, flash steam, dan binary cycle.

23


PLTP sistem dry steam mengambil sumber uap panas dari bawah permukaan. Sistem ini dipakai jika fluida yang dikeluarkan melalui sumur produksi berupa fasa uap. Uap tersebut yang langsung dimanfaatkan untuk memutar turbin dan kemudian turbin akan mengubah energi panas bumi menjadi energi gerak yang akan memutar generator untuk menghasilkan energi listrik (Gambar 2.3).

Gambar 2.3 : Sketsa PLTP Sistem Dry Steam PLTP sistem Flash Steam merupakan PLTP yang paling umum digunakan. Pembangkit jenis ini memanfaatkan reservoir panas bumi yang berisi air dengan temperatur lebih besar dari 182°C. Air yang sangat panas ini dialirkan ke atas melalui pipa sumur produksi dengan tekanannya sendiri. Karena mengalir keatas, tekanannya menurun dan beberapa bagian dari air menjadi uap. Uap ini kemudian dipisahkan dari air dan dialirkan untuk memutar turbin. Sisa air dan uap yang terkondensasi kemudian disuntikkan kembali melalui sumur injeksi kedalam reservoir, yang memungkinkan sumber energi ini berkesinambungan dan terbarukan (Lihat Gambar 2.4).

24


Gambar 2.4 : Sketsa PLTP Sistem Flash Steam PLTP sistem Binary Cycle dioperasikan dengan air pada temperatur lebih rendah yaitu antara 107°-182°C. Pembangkit ini menggunakan panas dari air panas untuk mendidihkan fluida kerja yang biasanya senyawa organik (misalnya iso-butana) yang mempunyai titik didih rendah. Fluida kerja ini diuapkan dengan heat exchanger yang kemudian uap tersebut digunakan untuk memutar turbin. Air kemudian disuntikkan kembali kedalam reservoir melalui sumur injeksi untuk dipanaskan kembali. Pada seluruh proses dalam sistem ini air dan fluida kerja terpisah, sehingga hanya sedikit atau tidak ada emisi udara (Lihat Gambar 2.5).

Gambar 2.5 : Sketsa PLTP Sistem Binary Cycle Sumber : Djoko Santoso , 2006, “Pembangkitan Tenaga Listrik”, Diktat Kuliah, Teknik Elektro ITS, Surabaya.

25


2.4 Tinjauan Aspek Keekonomian Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi Mengingat pengembangan potensi panas bumi memerlukan initial investment yang cukup besar, serta memiliki tingkat resiko yang cukup tinggi, penilaian (valuation) sebagai salah satu dasar dalam pengembangan sektor ini mempunyai peranan yang sangat penting, sehingga diperlukan suatu analisis investasi dan resiko yang bisa diterima oleh pihak investor dan pihak manajemen bagi kepentingan pelaksanaan bisnis dalam pengembangan pembangkit listrik tenaga panas bumi (PLTP), terutama yang terkait dengan sisi harga serta biaya usaha, dan pengaruhnya terhadap tingkat pengembalian investasi.

2.4.1

Harga Uap / Energi Listrik Tiap pembangkit listrik mempunyai harga energi listrik yang berbeda-beda

yang besarnya bervariasi tergantung pada biaya pembangunan, perawatan dan biaya operasi dari pembangkit listrik tersebut. Secara umum harga energi yang dihasilkan suatu pembangkit listrik dihitung dengan parameter-parameter yang diperlukan, yaitu biaya pembangkitan per kWh, biaya pengoperasian per kWh, biaya perawatan per kWh, suku bunga, depresiasi, umur operasi, dan daya yang dibangkitkan. Dengan parameter-parameter seperti yang tesebut di atas, maka dapat dihitung harga energi listrik tiap kWh yang dibangkitkan oleh suatu pembangkit tenaga listrik. Tinjauan opsi energi dari aspek ekonomi pada pembahasan ini didasarkan atas biaya modal pembangkitan yang dikeluarkan dalam pemanfaatan energi alternatif menjadi energi listrik, yaitu biaya pembangkitan dan harga energi. Metode perhitungan yang digunakan adalah metoda perhitungan biaya

26


pembangkitan tahunan, terdiri dari tiga komponen biaya, yaitu biaya investasi modal (capital cost), biaya bahan bakar (fuel cost), serta biaya operasi dan perawatan (O&M cost).

2.4.2 Ekonomi Investasi Pembangkit Investasi secara umum dapat diartikan sebagai segala bentuk kegiatan menanamkan dana baik oleh perorangan maupun perusahaan untuk memperoleh pendapatan dan peningkatan dari investasi yang telah dilakukan. Farid Harianto dan Siswanto Sudomo (1998, 2) mendefinisikan investasi sebagai berikut: “Secara sederhana investasi dapat diartikan sebagai suatu kegiatan menempatkan dana pada satu atau lebih dari satu asset selama periode tertentu dengan harapan dapat memperoleh pendapatan dan atau peningkatan nilai investasi.” Investasi dapat pula diartikan sebagai penanaman modal suatu kegiatan yang memiliki jangka waktu relatif panjang dalam berbagai bidang usaha. Penanaman modal yang ditanamkan dalam arti sempit berupa proyek tertentu, baik bersifat fisik maupun non – fisik. Dalam prakteknya jenis investasi dapat dibagi 2 macam, yaitu : 1. Investasi nyata (real investment), yang merupakan investasi yang dibuat dalam harta tetap (fixed assets) seperti tanah, bangunan, peralatan, atau mesin – mesin. 2. Investasi financial (financial investment), yang merupakan investasi dalam bentuk kontrak kerja, pembelian saham, atau surat berharga lainnya.

27


Menurut Gitman (2003; 215), secara garis besar terdapat dua macam resiko yang dihadapi oleh perusahaan yaitu: a. Business Risk, yaitu kemungkinan sebuah perusahaan tidak dapat membayar biaya operasionalnya. Tingkat resiko ini dipengaruhi oleh stabilitas pendapatan perusahaan dan struktur biaya operasionalnya. b. Financial Risk, yaitu kemungkinan perusahaan tidak dapat memenuhi kewajiban keuangannya. Tingkat resiko ini dipengaruhi oleh perkiraan arus kas yang akan diterima oleh perusahaan dan kewajiban pembiayaan keuangan yang bersifat tetap.

Ada berapa metode yang digunakan untuk menilai kelayakan suatu proyek investasi, yaitu diantaranya : 1. Biaya Pembangkit Tenaga Listrik 2. Net Present Value Method (NPV) 3. Internal Rate of Return (IRR) 4. Pajak

2.5

Perhitungan Keekonomian Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi Sebelum suatu proyek dilaksanakan perlu dilakukan analisa dari investasi

tersebut sehingga akan diketahui kelayakan suatu proyek dilihat dari sisi ekonomi investasi. Ada beberapa metode penilaian proyek investasi, yaitu :

28


2.5.1 Biaya modal (capital cost) Biaya modal pertahun adalah biaya investasi pembangunan pembangkit tenaga listrik yang dipengaruhi oleh faktor suku bunga dengan faktor penyusutan

2.5.2

Biaya bahan bakar (fuel cost) Biaya operasi ini merupakan biaya yang hanya dikeluarkan apabila pusat

pembangkit dioperasikan untuk membangkitkan tenaga listrik. Biaya operasi ini merupakan biaya pembelian uap panas bumi dan minyak pelumas.

2.5.3

Biaya operasi dan pemeliharaan Biaya ini harus tetap dikeluarkan meskipun peralatan-peralatan di pusat

pembangkit tidak sedang beroperasi. Biaya O & M ini merupakan biaya untuk perawatan pusat pembangkit, dan juga biaya tenaga kerja yang mengoperasikan dan merawat pusat pembangkit.

2.5.4

Biaya lingkungan Yang dimaksud biaya lingkungan dalam pembangunan PLTP adalah biaya

pemeliharaan lingkungan. Seperti alat pengurangan emisi, pengolahan limbah oli, menjaga kuantitas dan kualitas air tanah.

29


2.5.5 Net Present Value Method (NPV) NPV merupakan net benefit yang telah didiskon dengan menggunakan social opportunity cost of capital sebagai diskon faktor. Rumus :

NPV 

n

 NB

i

i 1

(1  i )  n

atau NPV 

NBi

n

 (1  i ) i 1

n

atau NPV 

n

 i 1

Bi  Ci 

n

NB i 1

i

Dimana : NB = Net benefit = Benefit – Cost C = Biaya investasi + Biaya operasi = Benefit yang telah didiskon = Cost yang telah didiskon i

= diskon faktor

n

= tahun (waktu)

Kriteria: NPV > 0 (nol) → usaha/proyek layak (feasible) untuk dilaksanakan NPV < 0 (nol) → usaha/proyek tidak layak (feasible) untuk dilaksanakan NPV = 0 (nol) → usaha/proyek berada dalam keadaan BEP dimana TR=TC dalam bentuk present value.

30


Untuk menghitung NPV diperlukan data tentang perkiraan biaya investasi, biaya operasi, dan pemeliharaan serta perkiraan benefit dari proyek yang direncanakan.

2.5.6 Internal Rate of Retun (IRR ) atau Rate of Return (ROR) Pada metode IRR, kita justru akan menghitung tingkat bunga tersebut. Tingkat bunga yang akan dihitung ini merupakan tingkat bunga yang akan menjadikan jumlah nilai sekarang dari tiap-tiap cash inflow yang didiskontokan dengan tingkat bunga tersebut sama besarnya dengan nilai sekarang dari initial cash outflow atau nilai proyek. IRR adalah suatu tingkat discount rate yang menghasilkan NPV = 0 (nol). Jika

IRR > MARR maka proyek dikatakan layak IRR = MARR berarti proyek pada BEP IRR < MARR dikatakan bahwa proyek tidak layak. Untuk menentukan besarnya nilai IRR harus dihitung dulu NPV1 dan

NPV2 dengan cara coba-coba. Jika NPV1 bernilai positif maka discount factor kedua harus lebih besar dari MARR, dan sebaliknya. Rumus :

IRR  i1 

Dimana :

NPV1 i2  i1  ( NPV1  NPV2 )

i1 = tingkat discount rate yang menghasilkan NPV1 i2 = tingkat discount rate yang menghasilkan NPV2

31


2.5.7 Pajak Pajak hanya dipungut pemerintah apabila revenue (pendapatan) melebihi recovery (pengembalian dari biaya). Recovery dihitung berdasarkan besaran yang paling kecil dan revenue dan cost recovery.

Pajak = % pajak x pendapatan operasional ………. Sumber : Partowidagdo, W. (2004). Economic Analysis of Geothermal Exploration Insurance inIndonesia. Department of Petroleum Engineering,ITB.

32


BAB II LANDASAN TEORI

Recommend Documents