Perbandingan Hasil Perhitungan LUEC PLTN Dengan Menggunakan Model Legecost, Mini G4Econsdan Nest

Prosiding Seminar Nasional Sains dan Teknologi 2015, 22-23 April 2015, Bandung, Indonesia    

Perbandingan Hasil Perhitungan LUEC PLTN Dengan  Menggunakan Model Legecost, Mini G4Econsdan Nest   Mochamad Nasrullah1, a)  1

Pusat Kajian Sistem Energi Nuklir (PKSEN)‐BATAN    a) Telp/Fax : (021) 5204243 Email:[email protected]   Abstrak  Perhitungan biaya pembangkitan listrik sangat diperlukan dalam perusahaan listrik dalam menetapkan  kebijakannya.  Model  perhitungan  diperlukan  untuk  menghitung  biaya  pembangkitan  listrik  sehingga  dapat dihasilkan perhitungan yang akurat. Tiga model perhitungan Levelized Unit Electricity Cost (LUEC)   atau  biaya  pembangkitan  listrik  dari  IAEA  (International  Atomic  Energy  Agency)  yang  selama  ini  digunakan  BATAN  dalam  menghitung  harga  keekonomian  PLTN  terdiri  dari  LEGECOST,  Mini  G4ECONS  dan model NEST. Metodologi meliputi perhitungan biaya pembangkitan (Levelized Unit Electricity Cost)  dengan menggunakan ketiga software tersebut dengan discount rate 10% per tahun dan dengan asumsi  input data untuk ketiga model sama, dan dengan puncak waktu penggunaan beban tahunan 7884 jam  (sesuai dengan load factor 90%). Hasil perhitungan menunjukkan biaya pembangkitan listrik PLTN model  LEGECOST  sebesar  86,82  mills$/kWh  model  Mini  G4ECONS  dan  model  NEST  masing‐masing  sebesar  90,16 mills$/kWh dan 94,02 mills$/kWh. Hasil perhitungan ketiga modul menunjukkan kesamaan pada  biaya  operasi  dan  perawatan  yaitu  sebesar  15,39  mills$/kWh.  Perbedaan  hasil  perhitungan  terletak  pada  biaya  investasinya,  model  LEGECOST  lebih  murah  yaitu  sebesar  65,02  mills$/kWh  dibandingkan  dua model lainnya yaitu sebesar 67,10 mills$/kWh dan 68,35 mills$/kWh.Sedangkan bahan bakar model  NEST  lebih  mahal  yaitu  sebesar  9,83  mills$/kWh  dibandingkan  kedua  model  yang  relatif  sama  yaitu  sebesar  4,71  mills$/kWh.  Perbedaan  biaya  pembangkitan  listrik  dari  yang  termurah  sebesar  rata‐rata  sebesar  4  mills$/kWh,  artinya  dengan  selisih  tidak  terlalu  besar,  maka  pertimbangan  jika  menghitung  biaya  pembangkitan  listrik  dapat  diambil  salah  satu  model  tersebut.  Meskipun  tampilan  model  menggunakan  spreadsheet,  namun  masing‐masing  model  mempunyai  karakteristik  khusus  dalam  pengoperasiannya. Untuk model LEGECOST mempunyai tampilan spreadsheet dalam dollar konstan dan  bisa  menghitung  biaya  pembangkit  listrik  lainnya.  Hal  ini  sama  dengan  Model  NEST,  pada  tampilan  spreadsheet dalam dollar konstan dan bisa menghitung biaya pembangkit listrik lainnya, namun dalam  model  NEST  juga  bisa  menghitung    mempunyai  kelebihan    yang  bias  dijadikanTiga  model  ini  bisa  dijadikan benchmark untuk menghitung biaya pembangkitan listrik baik untuk PLTN maupun non PLTN  di Indonesia.   Kata kunci: Biaya Pembangkitan Listrik, LEGECOST, Mini G4Econs, NEST    Pendahuluan  Bagian  Kebutuhan  energi  listrik  di  Jawa‐Madura‐Bali  akan  semakin  meningkat  sejalan  dengan  pertumbuhan  ekonomi,  pertumbuhan  penduduk  dan  rasio  elektrifikasi.  Rencana  Umum  Ketenagalistrikan  Nasional  (RUKN)  mengasumsikan  bahwa  selama  periode  tahun  2005  s.d  2025  Gross  Domestic Regional Product (GDRP) tumbuh 6,2% per tahun, jumlah penduduk tumbuh 0,9% per tahun,  dan  rasio  elektrifikasi  pada  tahun  2025  mencapai  93%.  Pertumbuhan  permintaan  energi  listrik  untuk  periode  2005  –  2025  diperkirakan  akan  tumbuh  rata‐rata  7,2%  per  tahun.  Mengingat  kebutuhan  1  

Prosiding Seminar Nasional Sains dan Teknologi 2015, 22-23 April 2015, Bandung, Indonesia   (demand)  listrik  dipastikan  akan  terus  meningkat,  sementara  penyediaan  (supply)  energi  dari  sumber  sumber konvensional (fossil) di masa mendatang semakin terbatas, maka tenaga nuklir merupakan salah  satu opsi untuk memenuhi kebutuhan listrik di Indonesia[1].  Energi  Nuklir  adalah  sumber  energi  potensial,  berteknologi  tinggi,  berkeselamatan    handal,  ekonomis,  dan  berwawasan  lingkungan,  serta  merupakan  sumber  energi  alternative  yang  layak  untuk  dipertimbangkan  dalam  Perencanaan  Energi  Jangka  Panjang  bagi  Indonesia  guna  mendukung  pembangunan yang berkelanjutan. Mengingat situasi penyediaan (supply) energi konvensional termasuk  listrik nasional di masa mendatang semakin tidak seimbang dengan kebutuhannya (demand), maka opsi  nuklir  dalam  perencanaan  sistem  energi  nasional  jangka  panjang  merupakan  suatu  solusi  yang  diharapkan dapat mengurangi tekanan dalam masalah penyediaan energi khususnya listrik di Indonesia.  [2] .  BATAN  sebagai  Lembaga  Pemerintah,  berdasarkan  Undang‐undang  No.  10  tahun  1997  tentang  Ketenaganukliran,  telah  dan  akan  terus  bekerja  bersama‐sama  dengan  Lembaga  Pemerintah  terkait,  Lembaga  Swadaya  Masyarakat,  Lembaga  dan  Masyarakat  Internasional,  dalam  mempersiapkan  pengembangan  energi  nuklir  di  Indonesia,  khususnya  dalam  program  persiapan  pembangunan  PLTN.  Adapun Salah satu kegiatan yang harus dilakukan dalam rangka mempersiapkan pengembangan energi  nuklir tersebut adalah studi dan kajian aspek ekonomi PLTN. Penelitian Studi ini merupakan studi khusus,  dan sehubungan Pembangkit Listrik dengan menggunakan energi nuklir ini PLTN yang belum pernah di  bangun  di  Indonesia,  maka  diperlukan  penelitian  bukan  hanya  menangani  dalam  menangani  studi  ekonomi  saja, tetapi juga harus berpengalaman dalam masalah kelistrikan di Indonesia, sekaligus yang  mengerti tentang masalah pengetahuan tentang ketenaganukliran di Indonesia [2].  Penelitian  ini  dilakukan  Studi  bertujuan  untuk  menghitung  biaya  pembangkitan  listrik  PLTN  yang  menggunakan  tipe  PWR  dengan  satuan  mills$/kWh  dari  berbagai  model/software  yang  semua  model  tersebut  dikeluarkan  oleh  IAEA  (International  Atomic  Energy  Agency)  dalam  bentuk  spreadsheet.  Tiga  model  perhitungan  biaya  pembangkitan  listrik  dari  IAEA  yang  selama  ini  digunakan  BATAN  dalam  menghitung  harga  keekonomian  PLTN  terdiri  dari  LEGECOST,  Mini  G4ECONS  dan  model  NEST.  Studi  Penelitian  dilakukan  dengan  mengambil  data  sekunder  dan  menggunakan  data  terbaru  dan  telah  disesuaikan dengan studi tahun 2014.  Dalam penelitian ini akan dihitung biaya sesaat (Overnight cost),  komponen  biaya  bahan  bakar  (front‐end  costs)  menggunakan  data  harga  bulanan  tahun  2014.  Upah  tenaga kerja yang ada diasumsikan diambil dari data Indonesia berdasarkan sesuai standar gaji PT PLN  (Persero).  Dalam  penelitian  ini  akan  dikaji  biayaLUEC  (Levelized  Unit  Electricity  Cost)  untuk  PLTN  jenis  PWR  yaitu  AP  1000  yang  mempunyai    kapasitas  daya  listrik  1000  MWe.Tujuan  Penelitian  untuk  menghitung biaya pembangkitan listrik atau Levelized Unit Electricity Cost (LUEC) dengan menggunakan  tiga  model/software  yaitu  LEGECOST,  Mini  G4ECONS,  dan  model  NEST    yang  mempunyai  satuan  mills$/kWh.  Menganalisis  hasil  perhitungan  ketiga  model  termasuk  kelemahan  dan  kelebihan  jika  menggunakan ketiga model tersebut.    Metodologi    Harga listrik teraras adalah biaya pembangkitan per kWh yang di‐levelized, yang terdiri dari biaya  modal, biaya operasi dan perawatan tetap (fixed operational and maintenance cost), biaya operasi dan  perawatan  tetap  (variable  operational  and  maintenance  cost)  dan  biaya  bahan  bakar.  Harga  listrik  teraras  tidak  termasuk  biaya  transmisi,  sehingga  sering  disebut  juga  busbar  cost.  Pada  beberapa  literatur  harga  listrik  teraras  juga  disebut  Levelized  Cost  Of  Electricity  (LCOE).  Perbandingan  keekonomian  pembangkit  tenaga  listrik  secara  internasional  maupun  perbandingan  jenis  pembangkit  yang  berbeda  biasa  dilakukan  dengan  konsep  harga  listrik  teraras  ini,  yang  sering  juga  disebut  2  

Prosiding Seminar Nasional Sains dan Teknologi 2015, 22-23 April 2015, Bandung, Indonesia   discounted levelized cost. Harga listrik teraras adalah biaya rata‐rata teraras (levelized), yaitu biaya yang  diperlukan  (dalam  mata  uang  tetap)  per  kWh  yang  memperhitungkan  semua  biaya,  meliputi  biaya  kapital pembangunan pembangkit, biaya operasi dan biaya bahan bakar. Untuk PLTN, selain Biaya‐biaya  tersebut harus ditambah dengan biaya pengelolaan limbah dan dekomisioning, tanpa memperhitungkan  biaya sosial‐politik[3].  Perbandingan  harga  listrik  teraras  sulit  dilakukan,  karena  ada  banyak  faktor‐faktor  yang  mempengaruhinya, dimana faktor‐faktor tersebut dapat berbeda pada tempat lokasi dan waktu. Tujuan  perbandingan harga listrik teraras adalah untuk membantu pengambil keputusan dalam memilih PLTN  yang akan dipertimbangkan dalam rangka penentuan pemanfaatan sumber daya (resource allocation).  Harga listrik teraras tidak memperhitungkan faktor‐faktor sosial politik yang dapat mempengaruhi biaya  pembangkitan.  Perhitungan  dan  perbandingan  keekonomian  PLTN  tersebut  akan  digunakan  untuk  menganalisis  kelayakan  ekonomi  dengan  menggunakan  model  LEGECOST,  Mini  G4ECONS,  dan  model  NEST yang berasal dari IAEA.    Langkah‐langkah  yang  digunakan  untuk  penelitian  adalah  menghitung  biaya  yang  mempengaruhi  biaya pembangkit listrik dengan cara sebagai berikut :    Menetapkan  parameter  teknis  dan  ekonomi  dari  PLTN  jenis  PWR  yaitu  AP  1000  yang  mempunyai  kapasitas daya listrik 1000 MWe   Menentukan komponen biaya pembangkit listrik seperti biaya investasi, biaya bahan bakar dan  biaya operasional dan perawatan dari PLTN jenis PWR yaitu AP 1000 tersebut.    Menghitung  biaya  pembangkit  listrik  dari  data  masukan  dengan  menggunakan  tiga  model/software yaitu LEGECOST, Mini G4ECONS, dan model NEST[4].   Menganalisis  hasil  perhitungan  keekonomian  PLTN  yang  menggunakan  tiga  model/software  tersebut    Dasar Perhitungan LUEC pada Model NEST, Mini G4Econs, dan LEGECOST     NEST[5] NEST  adalah  singkatan  dari  (NESA  economic  support  tool),  semuapersamaandidefinisikan  dalamVolume2(ekonomi)  dariTECDOC‐1575  rev1,  manualINPRO.  Persamaantelah  diprogramke  dalam  perangkatNEST.Persamaan(dan NEST) digunakanuntuk memeriksa:    Daya saingbiayapembangkit listrik tenaga nuklirterhadap pesaingpotensial, misalnyapembangkit  listrikfosildengan menghitungsatuanlevelizedbiaya listrik(LUEC).    Daya tarikinvestasi dalampembangkit listrik tenaga  nuklirdibandingkandenganpesaingpotensial,misalnyapembangkit listrik berbahan bakarfosildengan  menghitungReturn ofInvestment(ROI) danInternal Rate of Return(IRR)    Untukinvestor swasta(misalnya, utilitasswasta) investasiyang maksimaldia bisamembuat    berdasarkankarakteristik pasar.  Unit  Levelized  biaya  energi  LUEC  mencakup  tiga  faktor,  biaya  modal  LUAC,  operasi,  biaya  pemeliharaan LUOM, dan bahan bakar biaya LUFC.  LUEC = LUAC + LUOM + LUFC  Dimana:  LUEC  =   biaya pembangkitan listrik  LUAC  =  biaya investasi  LUOM  =  biaya operasi dan perawatan   LUFC  =  biaya bahan bakar 

3  

Prosiding Seminar Nasional Sains dan Teknologi 2015, 22-23 April 2015, Bandung, Indonesia   Mini G4Econs[6]  Model  ini  telah  diberikan  singkatan  G4‐ECONS,  berasal  dari  kata  Generasi  4  Perhitungan  Excel  berbasis Nuklir Systems. Mini G4Econs merupakan perhitungan yang memanfaatkanExcel dan meringkas  dari software G4‐ECONSyang dibuat William K dari IAEA. Untuk panduan yang menjelaskan Versi 2.0 dari  model  G4‐ECONS,  dirilis  ke  EMWG  pada  akhir  September  2007[7].Rumus  perhitungan  LUEC  oleh  OECD[8]adalah:  LUEC = ∑ [(It + FUELt + O&Mt) (1 + r)‐t] / ∑ [Et (1 + r)‐t]  Dimana:  LUEC  = Levelized Unit Electricity Costatau Biaya pembangkitan listrik  It    = Pengeluaran investasi tiap tahun dalam periode t  FUELt  = Pengeluaran bahan bakar tiap tahun dalam periode t  O&Mt  = Pengeluaran operasi dan pemeliharaan tiap tahun dalam periode t  Et    = Produksi energy tiap tahun dalam periode t  r    =discount rate  Biaya  investasi  merupakan  porsi  yang  paling  besar  pada  biaya  pembangkitan  listrik.Dengan  asumsipembangkit  energitahunan  yang  sama,  persamaanuntuk  menghitungLevelizedbiaya  modaldolarkonstandapat dinyatakan sebagai:  LCC = (FCR x TCIC)/E  Dimana :  LCC   = levelized biaya investasidalam dollarkonstan($/MWh)   FCR   = fixed charge ratedalam dollar konstan  TCIC   = total biaya investasi dalam dollar konstan ($)   E   =  Biaya pembangkitan Listrik tahunan (MWh/year).   FCRbiasanya  digunakanuntuk  memperhitungkanpengembalian  modal,  penyusutan,  penggantisementara,  pajak  properti,  danpajak  penghasilandandibahas  secara  rincidalam  Oak Ridge National Laboratory(ORNL)[9].FCRdapat  dihitungdengan  menggunakanData Base for Nuclear and CoalFired Power Plant Power Generation Cost Analysis[10],  metodologiyangditerapkandalamUser Instructions for Levelized Power Generation Cost Codes Using IBM-Type PC[11].    LEGECOST   Legecost  singkatan  dari  Levelized  Generation  Costmerupakan  program  untuk  menilai  biaya  pembangkitan  listrik  yang  disusun  oleh  OR.G.Woite  dari  IAEA  (International  Atomic  Energy  Agency).  Dalam  program  ini  terdapat  parameter‐parameter  baik  secara  teknis  maupun  ekonomi,  selanjutnya  dinilai biaya konstruksi, termasuk IOC (Interest During Construction) sampai dengan biaya investasinya,  kemudian  biaya  perawatan  dan  pemeliharaannya  serta  terdapat  penilaian  tentang  daur  bahan  bakar  yang meliputi pembefian uranium alam sampai penyimpanan lestari bahan bakar bekas, ataupun olah‐ ulangnya  (reprocessing).  Selanjutnya  berdasarkan  perhitungan‐perhitungan  di  atas  biaya‐biaya  tidak  diurai mengikuti tahun demi tahun, tetapi dinyatakan dalam besaran pada tahun awal operasi, besaran  nilai kini atau besaran teraras (Ievelized) , dan semua harga dinyatakan dalam nilai dollar tetap. Adapun  rumus  perhitungan  biaya  teraras  investasi,  bahan  bakar,  perawatan  dan  pemeliharaan  serta  biaya  pembangkitan dengan menggunakan program Legecost [12] adalah sebagai berikut:   a. Biaya teraras Investasi     =Jumlah total bia a investasi dalam nilai kini  (Jumlah energi yang dibangkitkan dalam nilai kini)  b. Biaya teraras bahan bakar   = (Jumlah total biava bahan bakar dalam nilai kini)  (Jumlah energi yang dibangkitkan dalam nilai kini)  c. Biaya teraras perawatan dan pemeliharaan  =Jumlah total bia a erawatan dan emeliharaan dalam nilai kini  4  

Prosiding Seminar Nasional Sains dan Teknologi 2015, 22-23 April 2015, Bandung, Indonesia   (Jumlah energi yang dibangkitkan dalam nilai kini)  d. Biaya teraras pembangkitan   = (Jumlah total biava dalam nilai kini)  (Jumlah energi yang dibangkitkan dalam nilai kini)    Asumsi dan Data untuk Biaya Pembangkitan Listrik PLTN  Parameter  dasar  ekonomi  yang  digunakan  pada  data  pembangkit  tenaga  listrik  yang  digunakan  untuk  menghitung  dan  mengevaluasi  keekonomian  adalah  sebagai  berikut:  Referensi  pembangkit  (reference  plant) yang digunakan  pada studi ini adalah PLTN ukuran large jenis PWR dengan kapasitas  1000 MWe, dalam kasus ini diambil PLTN AP 1000. PLTN large jenis PWR ini dipilih karena pertimbangan  sebagai berikut: (i) Desain, operasi dan performance‐nya telah terbukti baik, dan bukan First‐Of‐A‐Kind,  (ii) Kapasitas pembangkit cukup besar untuk memenuhi skala ekonomi dan cocok untuk jaringan Jawa‐ Bali, (iii) Biaya kapital kompetitif, (iv) Tersedia data rinci mengenai biaya EPC (Engineering Procurement  and  Construction)  termasuk  disbursement‐nya,  lama  konstruksi,  dan  biaya  O&M  (Operation  and  Maintenance)[12].  

Biaya Investasi PLTN   Biaya  investasi  PLTN  biasanya  disebut  biaya  sesaat  (overnight  cost),  yaitu  biaya  yang  belum  memasukkan  tingkat  suku  bunga  selama  konstruksi  atau  Interest  During  Construction  (IDC).  Biaya  ini  terdiri dari biaya EPC (Engineering Procurement Construction), biaya pengembangan (development costs)  dan  biaya  lain‐lain  (other  costs)  sertabiaya  contigency.  Komposisi  biaya  kapital  untuk  EPC  terdiri  atas  biaya nuclear island, conventional island, balance of plant, construction dan erection work, design dan  engineering[14].  Biaya investasi yang dihitung disesuaikan dengan disbursement selama masa konstruksi, dan data  tersebut diambil dari data terbaru tahun 2014. Pembangunan PLTN memerlukan dana yang cukup besar  sehingga  biasanya  pemilik  modal  (owner)  tidak  cukup  dana  untuk  membiayai  pembangunan  PLTN  tersebut. Owner biasanya meminjam dana dari lembaga keuangan internasional, dengan demikian ada  konsekuensi biaya berupa interest during construction (IDC). Biaya sesaat apabila ditambahkan dengan  IDC disebut juga dengan biaya investasi.Secara rinci dapat dilihat pada Tabel 1.    Biaya Bahan Bakar   Pembuatan  bahan  bakar  nuklir  untuk  PLTN  terdiri  dari  4  tahap  yang  masing‐masing  memberi  kontribusi  pada  harga  bahan  bakar  nuklir  daur  terbuka  (front  end  costs),  yaitu:  i)  harga  uranium  alam  (U2O8), ii) biaya konversi, iii) biaya pengkayaan (separative work unit / SWU), iv) biaya fabrikasi. Dalam  bulan Juni 2013 biaya dalam US$ untuk mendapatkan 1 kg uranium UO2 bahan bakar reaktor pada harga  pasar  pada  45.000  MWd/t  burn‐up  akan  memberikan  360.000  kWh  electrical  per  kg.  sehingga    biaya  bahan bakar menjadi  0.66 c/kWh[23]  Back‐end  cost  merupakan  biaya  penanganan  bahan  bakar  bekas  sesudah  dipakai  dan  keluar  dari  reaktor,  berupa  biaya  penyimpanan  sementara  on‐site  di  PLTN  dan  biaya  penyimpanan  lestari  (permanent  storage)  di  repository  akhir,  dimana  untuk  daur  bahan  bakar  tertutup  (closed  fuel  cycle)  biaya  back‐end  juga  termasuk  biaya  reprocessing.  Burn‐up  bahan  bakar  nuklir  merupakan  besarnya  energi yang  dihasilkan oleh reaktor untuk setiap  metrik ton U235. Besarnya burn‐up  U235 tergantung  pada teknologi reaktor yang dari tahun ke tahun terus meningkat. Nilai burn‐up yang dipakai pada studi  ini adalah 60.000 MWd per metrik ton uranium, sesuai dengan spesifikasi reference plant yang dipilih.  Dalam  studi  ini  biaya  back‐enddiperkirakan  sebesar  840  US$/kgHM  tidak  termasuk  biaya  reprocessing.Secara rinci dapat dilihat pada Tabel 1.    5  

Prosiding Seminar Nasional Sains dan Teknologi 2015, 22-23 April 2015, Bandung, Indonesia   Biaya Operasi dan Perawatan (Operation and Maintenance Costs)    Biaya operasi dan perawatan (O&M Cost) merupakan biaya yang dibutuhkan untuk menjalankan  operasi  rutin  PLTN.  Biaya  O&M  besarnya  bergantung  pada  teknologi  dan  kapasitas  daya  yang  terpasang.O&M Cost dibedakan menjadi dua, yaitu biayavariable O&M dan biayafixed O&M. BiayaFixed  O&M  merupakan  biaya  operasional  rutin,  yang  antara  lain  meliputi  biaya  pegawai,  property  tax,plant  insurance,  dan  life‐cycle  maintenance.  Variabel  O&M  costs  mencakup  biaya  bahan  bakar,  dan  consumables  materials.  Variabel  O&M  cost  juga  terdiri  dari  biaya‐biaya  untuk  pemeliharaan  langsung  unit pembangkit, pemeliharaan gedung pembangkit, dan pemeliharaan oleh outsourcing. Varibel O&M  cost  dan  Fixed  O&M  cost  merupakan  biaya  yang  bergantung  pada  fungsi  produksi  dari  PLTN.   Diasumsikan  biaya  total  O&M  beserta  rinciannya  biaya  Fixed  O&M  sebesar  94,89  US$/kWe  dan  biaya  Variabel O&M sebesar 3,36 mills$/kWh[2].Secara rinci dapat dilihat pada Tabel 1    Tabel 1.Data untuk Tiga Model  Data input Model  No  Parameters  NPP 1000 MWe [15]  1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.

                 

Net electric power (MWe)  Construction time (years)  Lifetime of the plant (years)   Average Load Factor (%)  Decommissioning cost (mills/kWh)  Overnight construction cost ($/kWe)[16]  Contingency cost ($/kWe)[16]  Owners cost ($/kWe)[16]  Normalized capital investments schedule   (share per year) during construction (wi) [17] 

10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23. 24. 25. 26. 27.

                                   

Real discount rate [6]  Fixed O&M cost ($/kWe)  Variable O&M cost (mills$/kWh)  Nuclear fuel backend cost ($/kg)[16]  Spent nuclear fuel average burnup (MWd/kg)  Net thermal efficiency of the plant   Natural U purchase cost ($/kg nat U3O8) [19]  U conversion cost  ($/kgHM)[19]  U enrichment cost ($/SWU) [19]  Nuclear fuel fabrication cost  ($/kg)[19]  Time from U purchasing till fuel loading (t1‐t0, years)[20]  Time from U conversion till fuel loading (t2‐t0, years)[20]  Time from U enrichment till fuel loading (t3‐t0, years) [20]  Time from fuel fabrication till loading (t4‐t0, years) [20]  Losses at U purchasing[21]  Losses at U conversion[21]  Losses at U enrichment[21]  Losses at fuel fabrication [21] 

1115  5  60  0.93  1.7  3516   703  114 

0.10  94,89  3,36  840   60   0.3265  130   11   120   240   ‐2   ‐1.5   ‐1   ‐0.5   0  0.005  0  0.01 

  6  

Prosiding Seminar Nasional Sains dan Teknologi 2015, 22-23 April 2015, Bandung, Indonesia   Hasil Pembahasan   Hasil perhitungan biaya pembangkitan (Levelized Unit Electricity Cost) dengan menggunakan ketiga  model/software  tersebut  dengan  discount  rate  10%  per  tahun  dan  dengan  asumsi  input  data  untuk  ketiga  model  sama,  dan  dengan  puncak  waktu  penggunaan  beban  tahunan  7884  jam  (sesuai  dengan  load  factor  90%),  menunjukkan  biaya  pembangkitan  listrik  PLTN  paling  murah  ditunjukkan  model  LEGECOST  sebesar  86,82  mills$/kWh  kemudian  berturut‐turut  model  Mini  G4ECONS  dan  model  NEST  masing‐masing  sebesar  90,16  mills$/kWh  dan  94,02  mills$/kWh.  Hasil  perhitungan  ketiga  modul  menunjukkan kesamaan pada biaya operasi dan perawatan yaitu sebesar 15,39 mills$/kWh.  Perbedaan  hasil  perhitungan  terletak  pada  biaya  investasinya,  model  LEGECOST  lebih  murah  sebesar  65,02  mills$/kWh  dibandingkan  dua  model  lainnya  yaitu  model  NEST  dan  Mini  G4Econs  masing‐masing  sebesar 67,10 mills$/kWh dan 68,35 mills$/kWh. Secara rinci dapat dilihat pada Tabel 2.  Perbedaan  biaya  investasi  ini  terletak  pada  rumus  dalam  menghitung  biaya  Interest  During  Construction  Cost  (IDC).  IDC  model  Legecost  sebesar  1166  US$/kWe,  IDC  model  NEST  sebesar  1467  US$/kWe  dan  IDC  model  MiniG4Econs  sebesar  1300  US$/kWe.  Sedangkan  biaya  bahan  bakar  pada  model  NEST  lebih  mahal  yaitu  sebesar  9,83  mills$/kWh  dibandingkan  kedua  model  yang  relatif  sama  yaitu  sebesar  4,71  mills$/kWh.  Perbedaan  biaya  bahan  bakar  terletak  pada  input  data  pada  msing‐ masing model, untuk model NEST input data lebih komplek dan rinci dibandingkan dua model lainnya,  akibatnya  ada  perbedaan  dalam  hasilnya.  Dari  perhitungan  tiga  model  tersebut,  perbedaan  biaya  pembangkitan listrik dari yang termurah sebesar rata‐rata sebesar 4 mills$/kWh, artinya dengan selisih  tidak terlalu besar, maka pertimbangan jika menghitung biaya pembangkitan listrik dapat diambil salah  satu model tersebut.  Tabel 2. Hasil Perhitungan LUEC Tiga Model  Keterangan  Model LEGECOST   Model NEST   Model Mini G4Econs  (mills$/kWh)  (mills$/kWh)  (mills$/kWh)  Biaya Investasi  65,02  67,10  68,35  Biaya O&M  15,39  15,39  15,39  Biaya Bahan Bakar   4,71  9,83  4,71  Biaya Decommissioning  1,70  1,70  1,70  Total Levelized Unit Electricity Cost (LUEC)  86,82  94,02  90,16   

Kesimpulan   Hasil  perhitungan  biaya  pembangkitan  listrik  PLTN  paling  murah  ditunjukkan  model  LEGECOST  sebesar  86,82  mills$/kWh  kemudian  berturut‐turut  model  Mini  G4ECONS  dan  model  NEST  masing‐ masing sebesar 90,16 mills$/kWh dan 94,02 mills$/kWh.Perbedaan biaya terletak pada biaya investasi  dan  biaya  bahan  bakar.Perbedaan  biaya  investasi  ini  terletak  pada  rumus  dalam  menghitung  biaya  Interest  During  Construction  Cost  (IDC).  Perbedaan  biaya  bahan  bakar  terletak  pada  input  data  pada  msing‐masing  model,  untuk  model  NEST  input  data  lebih  komplek  dan  rinci  dibandingkan  dua  model  lainnya.  Meskipun  tampilan  model  mempunyai  kesamaan  dalam  menggunakan  spreadsheet,  namun  masing‐masing  model  mempunyai  karakteristik  khusus  dalam  pengoperasiannya.  Tiga  model  ini  bisa  dijadikan benchmark untuk menghitung biaya pembangkitan listrik baik untuk PLTN maupun non PLTN  di Indonesia.   DAFTAR PUSTKA  [1]  DEPARTEMEN ESDM, “Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional, Jakarta, 25 April 2005”.  [2]  MOCHAMAD  NASRULLAH,  “Analisis  Komparasi  Ekonomi  PLTN  dan  PLTU  batubara  untuk  Bangka  Belitung”  Seminar  Nasional  Pengembangan  Energi  Nuklir  IV  tanggal  21  Juni  2011,  Jakarta,  ISSN  7  

Prosiding Seminar Nasional Sains dan Teknologi 2015, 22-23 April 2015, Bandung, Indonesia   1979‐1208  [3]  MOCHAMAD  NASRULLAH,  “Studi  Perbandingan  Harga  dan  Tarif  Listrik  PLTN  dari  Berbagai  Negara”, Presentasi Ilmiah tanggal 1 Mei 2009  [4]  IAEA, Guidance for the Application of an Assessment Methodology for Innovative Nuclear Energy  Systems, IAEA‐TECDOC‐1575, Vol.2, Economics, Vienna: IAEA, 2008  [5]  IAEA, “NESA Support Package: INPRO area of Economics”,IAEA 2010  [6]  IAEA,  “Cost  Estimating  Guidelines  For  Generation  IV  Nuclear  Energy  Stystem”,  The  Economic  Modeling Working Group Of the Generation IV International Forum, 2008  [7]  IAEA, “User’s Manual for G4‐ECONS Version 2.0 A Generic EXCEL‐based Model for Computation of  the Projected Levelized Unit Electricity Cost (LUEC) and/or Levelized non‐Electricity Unit Product  Cost (LUPC)”, The Economic  Modeling  Working  Group  Of the  Generation IV International  Forum   Generation IV Systems Maret 2008  [8]  IEA  and  NEA,  1998,  Projected  Costs  of  Generating  Electricity:  Update  1998,  Organisation  for  Economic Cooperation and Development, Paris, France  [9]  Delene,  J.G.,  and  Hudson,  C.R.,  1993,  Cost  Estimate  Guidelines  for  Advanced  Nuclear  Power  Technologies, ORNL/TM‐10071/R3, Oak Ridge National Laboratory, Oak Ridge, TN, U.S.  [10]  ORNL,  1988,  Nuclear  Energy  Cost  Data  Base:  A  Reference  Data  Base  for  Nuclear  and  Coal‐Fired  Power  Plant  Power  Generation  Cost  Analysis  (NECDB),  DOE/NE‐0095,  prepared  by  Oak  Ridge  National Laboratory, Oak Ridge, TN, U.S  [11]  Coen,  J.  J.,  and  Delene,  J.G.,  1989,  User  Instructions  for  Levelized  Power  Generation  Cost  Codes  Using an IBM‐Type PC, ORNL/TM‐10997, Oak Ridge National Laboratory, Oak Ridge, TN, U.S  [12]  M. NASRULLAH DKK, “Studi Perbandingan Harga Listrik Reaktor Temperatur Tinggi Dengan  Sistem Pembankit Lainnya Menggunakan Program LEGECOST”Jumal Pengembangan Energi  Nuklir Vol. 2, No.3 September 2000.. 105 ‐116  [13]  PLN‐BATAN,  “  Laporan  “Study  Ekonomi,  Pendanaan  dan  Struktur  Owner  Dalam  Rangka  Rencana  Persiapan Pembangunan PLTN Pertama di Indonesia” 2006  [14]  Batan  &  Korea  Hydro  Nuclear  Power  Co.,  Ltd  (KHNP),  Report  on  The  Joint  Study  for  ProgramPreparation & Planning of The NPP Development in Indonesia (phase1), December 2004)  [15]  WESTINGHOUSE, "AP1000 Advanced Nuclear Power Plant, Overview of Plant Description," 2011  [16]  PT Surveyor Indonesia and AF Consult, "Feasibility Study for Bangka Nuclear Power Plant Project ‐  Non‐Site Aspect, Prepared for the National Nuclear Energy Agency of Indonesia(BATAN)," Jakarta,  2013 (BATAN)," Jakarta, 2013.  [17]  INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, "Mini G4ECONS Software,"  Vienna, 2008  [18]  PT PLN (STATE UTILITY)  "http://www.pln.co.id/dataweb/TTL2014/08_Tariff%20Adjusment%20Desember%202014.  pdf,"  December 201  [19]  World Nuclear Association, "http://www.world‐nuclear.org/info/Economic‐Aspects/Economics‐of‐ Nuclear‐Power/," June 2013  [20]  "http://www.oecd‐nea.org/ndd/reports/efc/EFC‐complete.pdf.".  [21]  NEA‐OECD, "The Economics of the Nuclear Fuel Cycle," 1994  [22]  US NRC, "AP1000 Design Control Document," 2011  [23]  WNA,” Economics of Nuclear Power,”(Updated 16 February 2015)  [24]  Japan  National  Association,  Nuclear  Power  and  Deregulation,  dapat  dilihat  di  website   http://www.japannuclear.org/nuclearpower/program/dereg.html  [25]  Hasil perhitungan the Advisory Committee for Natural Resources and Energy pada  bulan December 1999 yang dikutip oleh The Position of Nuclear Energy in Japan, dalam website  http://www.enecho.meti.go.jp/english/ policy/nuclear/position.html   

8