BIAYA MODAL/ CAPITAL COST Biaya modal pertahun adalah biaya investasi pembangunan pembangkit tenaga listrik dikalikan dengan faktor penyusutan Biaya modal / Capital Cost (CC) dirumuskan sebagai berikut : Capital Cost (CC)
(fs fd) Ps m To
dimana : CC = Biaya modal per KWh(Cent US$/kWh) Ps = Biaya modal (US$/kW)
BIAYA TETAP (O & M) 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. BIAYA BAHAN BAKAR 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
Biaya Pembangkitan Capital Cost 6 % (CC)
(fs fd) Ps m To (0,078 0,024) 727.27 0,7 8760
0,01209 US$/kWh 1,209 cent US$/kWh
Contoh perhitungan untuk suku bunga 6% Biaya pembangkitan total = 1,209+ 2,25 + 0,7 Suku bunga Biaya Pembangkitan (cent US$/KWh) Dalam rupiah
12%
9%
6%
0,0474
0,04442
0,04159
474
444,2
415,9
Daya Beli Masyarakat Rata-rata pemakaian Energi listrik setiap bulan nya dapat diperoleh dari data pengeluaran riil Rumah Tangga di tahun 2009
Daya ( P ) 900 0,8 720W Maka kita dapat mengetahui jumlah Kwh/bulan dengan cara: Kwh/Bulan = 0,72 x 30 x 24 x0,8 = 414,72 KWh/ bulan
Dengan Tarif Dasar Listrik pada sektor rumah tangga sebesar Rp 559,48 Maka: Biaya pemakaian/bulan = (559,48 x Rp 414,72 /KWh) + 20.000 = Rp 252.027,5,-
Daya beli
255.300 559,48 566,74 KWh 252.072
Jadi daya beli masyarakat adalah 566,74/KWh
Return of Investment Return of Investment adalah kemampuan pembangkit untuk mengembalikan dana investasi dalam menghasilkan tingkat keuntungan yang digunakan untuk menutup investasi yang dikeluarkan.
n
ROI
Bennefit
t
Investment Cost
t
Investment Cost
Investasi Tahun ke25
Suku Bunga 12%
Suku Bunga 9%
Suku Bunga 6%
Bennefit
ROI
Bennefit
ROI
Bennefit
ROI
2709.768
15.936
3681.196
22.007
4613.768
27.836
Dari hasil perhitungan didapatkan nilai positif pada tahun ke 25 maka pembangkit layak dibangun dengan suku bunga 9% dan 6%.
Payback Periode Payback periode adalah lama waktu yang dibutuhkan agar nilai investasi yang diinvestasikan dapat kembali dengan utuh. Dengan Investasi 75% (352,5 Milyar). PP
InvestmentCost
AnnualCIF Untuk suku bunga i = 6 % 10
160 x 10 184,55 x 1010 0,86 Tahun
PP
•Untuk suku bunga i = 9 %
Untuk suku bunga i = 9% Untuki =suku bunga i = 12% •Untuk suku bunga 12 %
160 x 1010 PP 147,24 x 1019 1,08 Tahun
160 x 1010 PP 108,39 x 1010 1,5 Tahun
BPP Setelah Pembangunan PLTP Rantau Dadap • BPP Pembangkitan Sumatera Selatan Sebelum PLTP Rantau Dadap 2x110 MW (dianggap isolated dan tanpa subsidi) adalah Rp 1.906,86,• BPP Pembangkitan Sumatera Selatan Setelah dibangunnya PLTP Rantau Dadap 2x110 MW (dianggap isolated dan tanpa subsidi) dalah Rp 1.578,75,• Sehingga didapatkan kenaikan BPP Sumatera Selatan(isolated dan tanpa subsidi) sebesar 17,2%
Harga Jual Listrik Baru di Sumatera Selatan setelah PLTP Rantau Dadap Beroperasi Tanpa Subsidi (Rp./kWh) Dengan Subsidi
Tanpa Subsidi
Pelanggan Jawa
Luar Jawa
Sumsel
Indonesia
Sumsel (Lama)
Sumsel (Baru)
Selisih
R. Tangga
587,60
584,83
559,48
588,01
1800,87
1490,96
309,90
Industri
629,10
643,02
539,83
622,04
1737,62
1438,59
299,02
Bisnis
862,48
837,98
792,53
850,56
2552,09
2112,02
440,06
Sosial
579,75
585,30
548,26
580,89
1765,49
1461,06
304,43
Pemrintah
800,44
913,83
935,82
847,15
3012,24
2493,87
518,36
P. Jalan
660,70
661,77
653,01
665,11
2101,93
1740,21
361,71
Total
650,39
664,88
592,14
653,00
1906,86
1578,75
328,11
Analisa Dampak Lingkungan Dalam pembangunan PLTP Rantau Dadap ini akan memiliki dampak yang positif maupun negatif pada lingkungan sekitar PLTP dibangun, damapak-dampak yang mungkin di timbulkan dapat di bagi menjadi 4 kategori sebagai berikut : 1. Tahap Pra Konstruksi Dampak keresahan sosial dan juga persepsi positif dan negatif pada masyarakat setempat, maupun pada ekosistim setempat akibat Rencana dibangunnya PLTP Rantau Dadap 2. Tahap Konstruksi Dampak pembangunan bangunan dan pengolahan limbah oli serta dampak dari pembuatan sumur. 3. Tahap Operasional Dampak kebisingan dari operasional peralatan pembangkit, Kualitas udara dan kualitas serta kuantitas air tanah. 4. Tahap Pasca Operasi Dampak bekas lokasi sumur.
Apabila dibandingkan dengan pembangkit listrik dengan tenaga fossil, maka PLTP mempunyai produksi CO2 yang lebih kecil daripada pembangkit yang lainnya. Bahan bakar panas bumi memiliki emisi yang paling rendah yaitu 100kg/KWh. PLTP Rantau Dadap mendapatkan karbon kredit sebesar 4,5 cent./KWh. Karena PLTP memiliki 100 kg/KWh dengan batas rata-rata 728 kg/KWh,dengan rincian CDM yang di dapat adalah sebagai berikut:
CDM
728 100 728
4,5cent
3,88cent
Dengan asumsi kyoto protocol yang berakhir pada 2013 akan di berlakukan lagi untuk tahun-tahun kedepan, PLTP akan mendapat 3,88 cent/kWh atau Rp.388/kWh dari Kredit karbon atau disebut Clean Development Mechanism (CDM) ini
Komponen dari Pembangunan PLTP Rantau Dadap Heat Exchager Pada PLTP jenis binary cycles, heat exchanger ini digunakan sebagai pemisah antara sistem primer dengan sistem sekunder. Sistem primer sebagai wadah dari sumber panas, sedangkan sistem sekunder sebagai wadah penghasil uap. Feed Water Pump Mengalirkan air dari kondensor menuju heat exchanger (penukar panas). Cooling Tower Untuk mendinginkan uap sisa pemutaran turbin (low pressure) setelah melalui proses kondensasi (air). Cooling Water Pump Untuk memompa air pada cooling tower dan selanjutnya dikembalikan ke condensor.
