STUDI PEMBANGUNAN PLTP BATURADEN 2×110 MW DI GUNUNG SLAMET TERHADAP TARIF LISTRIK REGIONAL JAWA TENGAH
Fira Nafiri (2207100632) Dosen Pembimbing : Ir. Syariffudin Mahmudsyah, M. Eng Ir. Teguh Yuwono Teknik Sistem Tenaga Teknik Elektro, Fakultas Teknologi Industri Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya 2010
pendahuluan Fenomena krisis energi saat ini terjadi di seluruh dunia, meliputi krisis energi minyak bumi dan gas alam, bahan bakar fosil, serta energi listrik. Oleh karena itu membuat suatu kebijakan pemanfaatan energi primer setempat untuk pembangkit tenaga listrik. Jawa Tengah sebagai propinsi dengan jumlah penduduk terbesar ke tiga di Indonesia, dengan potensi sumber energi panas bumi yang tersebar di 14 lokasi membutuhkan pembangunan pembangkit baru untuk memenuhi kebutuhan energi listriknya.
Luas wilayah 32.544,12 Km2 Bagian dari busur kepulauan gunung api (aktif dan tidak aktif) Beriklim tropis Jumlah penduduk ke-3 terbesar di Indonesia Terdiri dari 29 Kabupaten dan 6 Kota
Kepadatan penduduk 995 jiwa per Km2 Populasi penduduk jawa tengah adalah 32,38 juta jiwa Kepadatan penduduk Kota 1.003 jiwa per Km2 Pertumbuhan penduduk rata-rata 3,83 %
Tahun
2005
2006
2007
2008
Jawa Tengah
32.908.850
32.177.730
32.380.279
32.626.390
Indonesia
218.800.000
221.400.000
224.000.000
226.600.000
Sumber : BPS Propinsi Jawa Tengah
Total Potensi Sebesar 27.601 MW Setara dengan 12,37 milyar barel minyak Tersebar di 256 Lokasi
Lokasi
Potensi Panas Bumi
Jawa Tengah
724 MW
Indonesia
27.601 MW
Dunia
67.500 MW
Penghitungan potensi terduga dari hasil penyelidikan geokimia, terutama luas daerah anomali Hg memperlihatkan bahwa luas daerah prospek ± 16 Km2 Temperatur reservoir diperkirakan 240 oC dan suhu cut off 160-180 oC. Berdasarkan pada persamaan Lump Parameter dibawah ini: Q = 0.2317 x A x (Tr-Tc) dimana : Q = Potensi energi panas bumi terduga (MW) A = Luas daerah prospek (Km2) Tr = Temperatur reservoir (oC) Tc = Temperatur cut off (oC) Hasil perhitungan dengan persamaan tersebut diatas diperoleh potensi energi daerah Baturaden Q± 222.4 MW . Sumber : Direktorat Vulkanologi
Panas bumi Panas bumi 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.
Realisasi program pemerintah Tahap II sebesar 12.000 MW dengan kapasitas total 11.144 MW sebanyak 19 % adalah PLTP dalam menghadapi krisis energi listrik, yang tertuang dalam PerPres No.5/2006 tentang kebijakan pemerintah mengenai ”Skenario Energi Mix Nasional” dalam jangka waktu tertentu (2008-2025), yang tertuang dalam Kebijakan Energi Nasional (KEN). Yang menargetkan peningkatan peran energi panas bumi menjadi 5% Energi Mix Tahun 2008
Energi Mix Tahun 2025 Minyak Bumi 20% Bahan Bakar Nabati, 5%
Gas, 30% EBT
Panas Bumi, 5% Biomasa, Nuklir, Tenaga air Energi Matahari, Tenaga angin, 5% Batubara cair, 2%
Batubara 33%
Proses terjadinya energi listrik 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), uap berasal dari reservoir panas bumi.
Sumber panas bumi di gunung Slamet merupakan sumber uap panas, maka digunakan teknologi binary cycle sebagai pembangkit energi listrik.
Panas Bumi merupakan sumber daya energi yang selalu terbaharukan terbaharukan.. Ketersediaan panas bumi di pengaruhi oleh ketersediaan air. Oleh karena itu uap panas yang telah didinginkan di injeksikan kembali kedalam bumi.
Binary Cycle Power Plants (BCPP) Pada BCPP air panas atau uap panas yang berasal dari sumur produksi (production well) tidak menyentuh turbin. Air panas bumi digunakan untuk memanaskan apa yang disebut dengan working fluid pada heat exchanger. Working fluid kemudian menjadi panas dan menghasilkan uap berupa flash. Uap yang dihasilkan di heat exchanger tadi lalu dialirkan untuk memutar turbin dan selanjutnya menggerakkan generator untuk menghasilkan sumber daya listrik. Uap panas yang dihasilkan di heat exchanger inilah yang disebut sebagai secondary (binary) fluid. Binary Cycle Power Plants ini merupakan sistem tertutup (closed loop). Jadi tidak ada yang dilepas ke atmosfer. Keunggulan dari BCPP ialah dapat dioperasikan pada suhu rendah yaitu 90-1750C. Contoh penerapan teknologi tipe BCPP ini ada di Mammoth Pacific Binary Geothermal Power Plants di Casa Diablo geothermal field, USA. Diperkirakan pembangkit listrik panas bumi BCPP akan semakin banyak digunakan dimasa yang akan datang.
Kondisi sistem ketenagalistrikan jawa tengah Jumlah Pelanggan, dan Listrik Terjual di Propinsi Jawa Tengah Tahun 2000-2008
Sumber : Statistik PLN
Konsumsi energi listrik kelompok konsumen Konsumsi Energi Listrik Kelompok Konsumen GWh
Sumber : Statistik PLN
Permintaan energi listrik di jawa tengah Beban Puncak Propinsi Jawa Tengah Tahun 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Daya Mampu (MW) 2.940 2.940 2.940 2.940 2.940 2.940 2.940 2.940 2.940
Sumber : Statistik PLN
Beban Puncak (MW) 2.413,52 2.443,83 2.474,14 2.504,45 2.534,76 2.565,07 2.595,38 2.625,69 2.656,00
Peramalan dengan metode dkl 3.01 Proyeksi Konsumsi Energi Listrik per Kelompok Pelanggan (GWh) Jawa Tengah
Neraca daya sistem kelistrikan jawa tengah Proyeksi Neraca Daya (MW) di Jawa Tengah
BIAYA MODAL/ CAPITAL COST Biaya modal pertahun adalah biaya investasi pembangunan pembangkit tenaga listrik dikalikan dengan faktor penyusutan (fsCost + fd)(CC) ⋅ Ps dirumuskan sebagai berikut : Biaya modal / Capital Capital Cost (CC) = m ⋅ To dimana : CC = Biaya modal per KWh(Cent US US$/kWh) $/kWh) Ps = Biaya modal (US$/kW (US$/kW)) fs = Faktor suku bunga dan fd = Faktor depresiasi
BIAYA TETAP (O & M) Biaya ini harus tetap dikeluarkan meskipun peralatan-peralatan di pusat pembangkit tidak sedang beroperasi. Biaya O & M ini merupakan biaya untuk perawatan pusat pembangkit, dan juga biaya tenaga kerja yang mengoperasikan dan merawat pusat pembangkit. BIAYA BAHAN BAKAR (FUEL COST) Biaya operasi ini merupakan biaya yang hanya dikeluarkan apabila pusat pembangkit dioperasikan untuk membangkitkan tenaga listrik. Biaya operasi ini merupakan biaya pembelian uap panas bumi dan minyak pelumas
Capital Cost (CC) =
(fs + fd) ⋅ Ps m ⋅ To
BiayaModal( Ps) = 25 0 . 06 ( 1 + 0 . 06 ) u/ 6%-> fs = = 0.0782 25 (1 + 0.06) − 1 u/9%->
u/ 12%->
=
25 0.09(1 + 0.09) fs = = 0.1018 25 (1 + 0.09) − 1 25 0.12(1 + 0.12) fs = = 0.127 25 (1 + 0.12) − 1
BiayaTotalInvestasi KapasitasPembangkit 560000000 220000
= 2.545,45 US$/kWh
Fd sebesar 4% fd =
0.04 = 0.024 25 (1 + 0.04) − 1
Biaya modal / capital cost apabila suku bunga 12%:
Biaya modal / capital cost apabila suku bunga 9%:
Biaya modal / capital cost apabila suku bunga 6%:
Fc (fuel cost) Kapasitas
Konsumsi/Jam (ton/jam)
Konsumsi/Hari (ton/hari)
Konsumsi/Tahun (ton/tahun)
1 MW 10 MW 220 MW
7,5 75 16.500
180 1.800 39.600
65.700 657.000 14.454.000
Perhitungan Biaya Bahan Bakar Harga uap panas bumi adalah 3 USD per ton. Dengan asumsi 1 USD senilai Rp 10.000.00 maka dapat dihitung •Harga = 3 USD/ton = 0,003 USD/kg = Rp 30/kg •Konsumsi panas bumi = 7,5 ton/MW-hour •Konsumsi panas bumi per tahun = (7,5 x 8760) ton/MW-year = 65700 ton/MW-year = 65,7 ton/kW-year •Fuel Cost (FC) = 7,5 ton/MWh x 3 USD/ton = 22,5 USD/MWh = 0,0225 USD/kWh = 2,25 cent/kWh
Hasil produksi listrik selama 1 tahun dengan pembangkitan ratarata 85% dari kapasitas penuh dengan manfaat pembangkit 80% Produksi/ tahun = 220 x 103 x 8760 x 0.8 x 0.85 = 1.310.496.000 KWh/tahun Kebutuhan Panas Bumi untuk Produksi 1 kWh Kebutuhan Panas Bumi Untuk Produksi 1 kWh = Konsumsi Energi / Energi Listrik = 14.454.000.000 kg/tahun / 1.310.496.000 kWh/tahun = 11.03 kg/kWh Jumlah Panas Bumi yang Dibutuhkan Selama Operasi Jika masa operasi PLTP diasumsikan 25 tahun. maka jumlah panas bumi yang dibutuhkan selama operasi = 14.454.000 ton/tahun x 25 tahun = 361.350.000 ton
O & M Cost
Keterangan
Small Plants < 5 MW
Medium Plant 5 - 30 MW
Large Plants >30 MW
Steam Field
0,35 – 0,70
0,25 – 0,35
0,15 – 0,25
Power Plant
0,45 – 0,70
0,35 – 0,45
0,25 – 0,45
Total
0,80 – 1,4
0,60 – 0,80
0,40 – 0,70
BIAYA PEMBANGKITAN TOTAL DIDAPAT DENGAN PERSAMAAN
BP = CC + FC + O&M Cost Untuk suku bunga i = 12 % maka : BP = 10,45 cent / kWh + 2,25 cent / kWh + 0,7 cent/ kWh = 13,40 cent / kWh = 0,1340 US$/kWh = 1.340 Rp/kWh Untuk suku bunga i = 9 % maka : BP = 8,70 cent / kWh + 2,25 cent / kWh + 0,7 cent/ kWh = 11,65 cent / kWh = 0,1165 US$/kWh = 1.165 Rp/kWh Untuk suku bunga i = 6 % maka: BP = 7,06 cent / kWh + 2.25 cent / kWh + 0.7 cent/ kWh = 10,01 cent / kWh = 0,1001 US$/kWh = 1001 Rp/kWh
Analisa ekonomi
Dari pengeluaran riil rumah tangga tahun 2008 maka di dapatkan ratarata pemakaian energi listrik tiap bulannya. 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 Blok I 20 kwh, yaitu pemakaian 0-20 KWh Blok II 60 kwh, pemakaian 20-60 KWh Blok III > 60 kwh, pemakaian di atas 60 KWh Dengan Tarif Dasar Listrik pada sektor rumah tangga sebesar Rp 525,07 Maka: Biaya pemakaian/bulan = ( 414,72 x Rp 525,07/KWh) + 20.000 = Rp 237.757,03,Daya beli =
250 .040 × 525 ,07 = 552 ,19 KWh 237 .757 ,03
Analisa perhitungan harga pokok penyediaan setelah pembangunan pltp •BPP Tenaga Listrik Sebelum Pembangunan PLTP Baturaden 2×110 MW dan Masih Mendapatkan Subsidi Berdasarkan UU No. 5 Tahun 1985 adalah sebesar Rp. 612,44,•BPP Tenaga Listrik Setelah Pembangunan PLTP Baturaden 2×110 MW dan dianggap terisolasi dan tanpa subsidi dari pemerintah adalah sebesar Rp. 741,88,-
Analisa perhitungan harga jual perkelompok konsumen setelah pltp baturaden beroperasi
No
Daerah
RT
Industri
Bis nis
Sosi al
Pem.
P.Jal an
Total
1
Jateng lama
525,1
642,8
884
552,6
871,9
635,7
612,44
2
Jateng baru
664,4
813,4
1.118,6
699,26
1.103,3
804,4
775
3
Jawa
587,6
629,1
862,5
579,8
800,4
660,7
650,4
4
Luar Jawa
584,8
643
837,9
585,3
913,8
611,7
664,9
5
Indonesi a
588
622,04
850,6
580,9
847,2
665,1
653
Prakiraan dampak penting dalam pembangunan PLTP Baturaden ini, Upaya pemantauan lingkungan untuk kegiatan Pembangunan PLTP ini prakiraan dampak yang terjadi akan ditinjau dalam 4 (empat) tahapan: 1. Tahap Pra Konstruksi Dampak keresahan sosial dan juga persepsi positif dan negatif pada masyarakat setempat akibat dari pembangunan PLTP Baturaden 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
Analisa lingkungan
Grafik Emisi Gas dari Bermacammacam Pembangkit CDM =
728 − 100 728 = 3 ,88 cent
× 4 , 5 cent
Dari gambar grafik untuk pembangkit dengan bahan bakar panas bumi memiliki emisi yang paling rendah yaitu 100kg/KWh.
kesimpulan 1.
2.
3.
Pada tahun 2011 beban puncak di Propinsi Jawa Tengah mengalami defisit 130,40 MW dari daya mampu Jawa Tengah yang sebesar 2.940 MW maka perlu segera di bangun pembangkit baru karena semakin bertambahnya konsumsi energi di propinsi Jawa Tengah. Potensi panas bumi Baturaden yang dimanfaatkan untuk energi listrik sebesar 220 MW dari potensi terduga sebesar 222,43 MW. Luas daerah potensi sebesar 16 km2 dan suhu bawah permukaan 240º. Karena emisi PLTP Baturaden yang kecil maka di hitung mekanisme CDM yakni sebesar 3,88 cent/KWh, akan tetapi PLTP Baturaden beroperasi pada tahun 2017 sementara Kyoto protocol hanya berlaku pada tahun 2013 maka CDM PLTP Baturaden masih menunggu konferensi selanjutnya, apakah diperpanjang atau tidak.
saran 1. Perlunya segera di lakukan upaya-upaya efisiensi dalam penyediaan tenaga listrik di jawa tengah yang dianggap terisolasi dan tanpa subsidi dari pemerintah seperti pltp baturaden 2×110 MW, agar dapat menekan biaya pokok penyediaan tenaga listrik dan mencapai tingkat keuangan yang diinginkan. 2. Masih perlunya eksplorasi panas bumi lebih lanjut, sehingga potensi panas bumi yang ada di Jawa Tengah dapat dimanfaatkan sebagai pembangkit PLTP.
