STUDI KAJIAN TEKNO-EKONOMI-LINGKUNGAN RENCANA INTERKONEKSI GAS DAN INTERKONEKSI HVDC 500 KV 6000 MW KALIMANTAN-JAWA Nuzula Sakti Ramadhan 2204 100 129 Bidang Studi Teknik Sistem Tenaga Jurusan Teknik Elektro Fakultas Teknologi Industri, Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya Kampus ITS Keputih Sukolilo Surabaya 60111 Abstrak Saat ini permintaan tenaga listrik masih terkonsentrasi di wilayah Jawa-Bali yang menyerap sekitar 77% kebutuhan listrik. pertumbuhan permintaan listrik yang sangat cepat di pulau Jawa telah mengakibatkan kurangnya cadangan listrik. Reserve margin yang hanya 16% membuat kondisi kelistrikan di Jawa menjadi tidak sehat. Oleh karena itu direncanakan cara-cara untuk mengatasinya yaitu dengan interkoneksi gas dan interkoneksi HVDC kabel laut 6000 MW 500 kV Kalimantan-Jawa. Kedua cara tersebut akan dibandingkan dan dianalisa dari aspek teknis,aspek ekonomis dan aspek lingkungannya. Kemudian akan ditentukan cara mana yang paling aman, efektif dan efisien untuk memenuhi permintaan listrik di pulau Jawa. Hasil akhir dari analisa ini adalah interkoneksi listrik dengan kabel laut HVDC 6000 MW 500 kV antara Kalimantan menuju Jawa adalah solusi yang lebih tepat dan diharapkan dapat mengatasi permasalahan kelistrikan di pulau Jawa.
Kalimantan Timur saja total penyediaan gas pada tahun 2012 diperkirakan mencapai angka 3362,8 MMSFD. Seperti telah diketahui bahwa permintaan tenaga listrik masih terkonsentrasi di wilayah Jawa-Bali yang menyerap sekitar 77% kebutuhan listrik.di luar wilayah JAMALI banyak sekali daerah-daerah yang mengalami defisit listrik dikarenakan di daerah tersebut belum ada interkoneksi secara menyeluruh. Kondisi energi listrik seperti yang telah diijabarkan di atas tadi tentu membutuhan solusi yang cepat dan tepat. Interkoneksi gas Kalimantan-Jawa atau interkoneksi kelisrikan Kalimantan-Jawa dengan (HVDC, high voltage direct current) diharapkan dapat memenuhi permintaan energi listrik masa mendatang yang diikuti oleh pertambahan penduduk dan perkembangan industri di berbagai sektor serta menjadi jawaban dari semua masalah kelistrikan dan mampu mengembalikan kestabilan energi nasional.
Kata kunci : Transmisi gas, HVDC,
II
I
2.1 Sistem Tenaga Listrik Suatu sistem tenaga listrik pada umumnya terdiri atas empat unsur yaitu pembangkitan, transmisi, distribusi dan pemakaian tenaga listrik. Pembangkitan tenaga listrik terdiri atas berbagai jenis pusat tenaga listrik, seperti pembangkit listrik tenaga air (PLTA), pembangkit listrik tenaga uap (PLTU), pembangkit listrik tenaga gas (PLTG), pembangkit listrik tenaga panas bumi (PLTPB), pembangkit listrik tenaga diesel (PLTD) dan masih banyak pembangkit listrik yang lain. Pembangkit tenaga listrik, terutama pembangkit listrik tenaga air (PLTA), sering terletak jauh dari pusat-pusat pemakaian tenaga listrik, seperti kota dan industri. Dengan demikian, energi listrik yang dibangkitkan dari pembangkit tenaga listrik harus disalurkan atau ditransmisikan melalui jarak-jarak yang jauh ke pusat-pusat pemakaian tenaga listrik.
PENDAHULUAN
Indonesia adalah negeri yang kaya akan sumber daya alam. Potensi kekayaan alam yang dimaksudkan meliputi sektor migas dan non migas. Di sektor migas, sudah bukan rahasia lagi jika dikatakan bahwa Indonesia merupakan negara peringkat ketiga setelah Amerika dan negara-negara di kawasan Timur Tengah dalam hal produksi minyak bumi dan gas. Menurut data dari website BP migas, saat ini potensi minyak bumi Indonesia mencapai nilai 19.400,9 Juta Barrel yang berasal dari Kepulauan Natuna, Sumatera, Kalimantan, Jawa, Sulawesi dan Papua, sedangkan potensi batubaranya mencapai 36,6 Milyar Ton. Untuk gas alam mencapai nilai 182,2 TSCF dengan sumber pasokan gas alam terbesar dari kepulauan Natuna. Khusus untuk sistem Jawa Bali, pada situasi normal, total kapasitas sistem terpasang pada tahun 2008 (proyeksi RUKN) mencapai 18.936 MW tetapi beban puncak diperkirakan mencapai 16.441 MW atau reserve margin hanya 16%. Hal ini tentu tidak sehat karena sangat berpotensi menimbulkan gangguan pasokan. Penggunaan bahan bakar gas untuk masa depan mungkin akan jauh lebih efektif daripada terus menggunakan BBM. Keuntungan dalam penggunaan bahan bakar gas adalah Indonesia mempunyai cadangan gas yang cukup banyak dan diperkirakan mampu membantu mengatasi krisis energi nasional. Kendala di sini adalah sumber-sumber gas yang melimpah terletak di luar pulau Jawa seperti Kalimantan, Sumatra dan Sulawesi. Padahal di Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
DASAR TEORI
2.2 Keuntungan Interkoneksi Interkoneksi antar sistem kelistrikan memberikan keuntungan sebagai berikut : 1. Harga energi listrik tiap satuan daya semakin rendah akibat meningkatnya efisiensi tenaga listrik. 2. Apabila terjadi kenaikan beban yang mendadak, maka cadangan daya dari pembangkit lain dalam sistem interkoneksi bisa dipakai. 3. Jika salah satu jaringan sedang diperbaiki, suplai daya tetap berlangsung melalui saluran lain, sehingga kontinuitas pasokan daya tetap terjaga.
1
4.
5.
Pembagian beban untuk masing-masing pembangkit dapat dilakukan, demikian juga operasi dan perbaikan (overhaul) pembangkit bisa dijadwal. Penyebaran pasokan daya listrik semakin luas dan merata.
2.3 Langkah Perencanaan Jaringan Transmisi Untuk membangun suatu jaringan transmisi diperlukan perencanaan yang matang dan cermat. Secara umum tahapan yang harus dilalui dalam perencanaan jaringan transmisi dengan kabel laut adalah sebagai berikut : 1. Pemetaan jalur transmisi Untuk memetakan jalur transmisi kabel laut perlu dilakukan penelitian terhadap situasi dan kondisi laut yang akan dilalui jalur transmisi meliputi : Bentuk dasar laut Kondisi batuan dan penggerakannya Arus laut Lalu lintas kapal Aktivitas manusia disekitarnya 2. Penentuan tegangan dan pemilihan konduktor Penentuan tegangan kerja sangat penting karena hal ini akan mempengaruhi pemilihan jenis dan ukuran konduktor yang akan dipakai. 3. Perencanaan isolasi Penentuan jenis isolasi Penentuan jenis isolasi yang akan dipakai sangat tergantung pada besarnya tegangan kerja. Perlindungan kabel Perlindungan terhadap kabel dari berbagai kemungkinan gangguan harus dipikirkan sejak awal. Perlu ditentukan jenis dan kostruksi pelindung yang akan dipakai untuk memproteksi konduktor dan isolasi dari gangguan maupun aktivitas manusia. 2.4 Transmisi HVDC
Gambar 2.2 Blok Diagram Sederhana Transmisi HVDC 2.4.1 Keuntungan Transmisi HVDC Secara umum ada beberapa argumen menguntungkan dari HVDC yaitu biaya investasi lebih rendah, jarak yang jauh, rugi-rugi lebih rendah, hubungan asinkron, pengontrolan lebih mudah, arus hubung singkat terbatas dan ramah lingkungan. 2.4.1.1 Hubungan Asinkron Sifat penting lain dari transmisi HVDC adalah hubungan asinkron. Ini memungkinkan interkoneksi dua jaringan yang tidak sinkron meskipun frekuensinya sama. Misalnya sistem kelistrikan Nordel di Skandinavia dengan Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
jaringan UCTE di Eropa Barat. Ada juga saluran HVDC antara jaringan dengan frekuensi berbeda (50 dan 60 Hz) di Jepang dan Amerika Latin. 2.4.1.2 Jarak Jauh Tidak ada batasan teknis untuk panjang kabel HVDC. Pada transmisi AC dengan kabel yang panjang, aliran daya reaktif memerlukan kapasitansi kabel yang besar yang akan membatasi jarak maksimum saluran transmisi. 2.4.1.3 Arus Hubung Singkat Terbatas Ketika transmisi AC dengan daya yang besar dibangun dari pusat pembangkit ke pusat beban, arus hubung singkat akan bertambah pada sisi terima. Kondisi ini akan berbeda apabila pusat pembangkit dan pusat beban tidak terhubung dengan saluran DC. Hal ini disebabkan transmisi HVDC tidak memberikan kontribusi terhadap arus hubung singkat pada interkoneksi sistem AC. 2.4.1.4 Biaya Investasi Lebih Rendah Secara keseluruhan, total biaya investasi transmisi HVDC lebih rendah daripada saluran transmisi AC untuk kapasitas saluran yang sama, akan tetapi biaya untuk gardu induk HVDC lebih mahal. Tetapi pada jarak tertentu, yang disebut break even distance, HVDC selalu memberikan biaya yang lebih rendah. Break even distance untuk kabel laut lebih kecil daripada saluran udara yaitu ± 50 km. 2.4.1.5 Pengontrolan Aliran Daya Dengan HVDC lebih mudah untuk melakukan pengontrolan aliran daya aktif di jaringan. Keutamaan pada HVDC, kontrol utama didasarkan pada transfer daya konstan. Kemungkinan pengontrolan secara akurat daya aktif yang disalurkan melalui transmisi HVDC. Hal ini kontras dengan trnsmisi AC, dimana aliran daya tidak dapat dikontrol pada saluran sama secara langsung. 2.4.1.6 Ramah Lingkungan Saat ini aspek lingkungan juga menjadi lebih penting.HVDC pada beberapa kasus dampak lingkungannya lebih kecil daripada AC. Kenyataannya saluran transmisi HVDC lebih kecil dan membutuhkan lebih sedikit tempat dari pada saluran AC pada kapasitas daya yang sama. 2.4.1.7 Rugi-Rugi Lebih Rendah Saluran transmisi HVDC mempunyai rugi yang lebih rendah daripada saluran AC untuk kapasitas daya yang sama. Rugi-rugi pada stasiun konverter sudah tentu ditambahkan, tetapi hanya sekitar 0,6 % dari daya yang disalurkan pada masing-masing stasiun. Kabel HVDC juga mempunyai rugi-rugi yang lebih kecil daripada kabel AC. 2.4.2
Kerugian Transmisi HVDC Selain keuntungan, sistem transmisi HVDC juga memiliki kerugian. Kerugian-kerugian utama dari transmisi HVDC adalah sebagai berikut : 1. Konverter menimbulkan arus dan tegangan harmonisa pada kedua sisi AC dan DC, karena itu dibutuhkan filter.
2
2. Konverter mengkonsumsi daya reaktif. 3. Stasiun konverter relatif masih mahal. 4. Circuit breaker DC mempunyai kerugian-kerugian dibandingkan Circuit breaker AC. 5. Tidak mudah menyadap daya pada titik sepanjang saluran DC. 2.4.3 Stasiun Konverter Perlengkapan utama pada stasiun konverter atau gardu induk HVDC adalah valve thyristor , yang ditempatkan dalam gedung (valve hall). Transformator konverter diperlukan untuk menghubungkan konverter ke jaringan AC.
Gambar 2.6 Stasiun Konverter HVDC 2.5 Kabel Laut Fungsi utama kabel laut adalah untuk menyalurkan energi listrik ke pusat beban melalui laut. Dalam penyaluran akan timbul rugi-rugi. Hal ini menuntut kemampuan kabel untuk mengurangi panas secepat mungkin. Kemampuan kabel untuk menghilangkan panas tergantung pada pemilihan jenis kabel dan instalasinya. 2.5.1 Jenis Kabel Laut Berdasarkan isolasi atau pendinginnya, kabel laut ada beberapa macam yaitu : 1. Kabel laut berisolasi kertas diimpregnansi. 2. Kabel laut berisolasi minyak. 3. Kabel laut berisolasi gas. 4. Kabel laut dengan isolasi extruded dielektrik. 5. 2.5.1.1 Kabel Laut Isolasi Kertas Diimpregnansi Bahan isolasi adalah kertas yang diimpregnansi dengan kompon pekat (senyawa zat polyisobutlene dengan minyak). Kabel ini didesain berbentuk oval untuk kabel laut dengan transmisi DC. . 2.5.1.2 Kabel Laut Isolasi Minyak Dikenal sebagai oil filled cable. Penghantarnya berupa hollow conductor. Minyak yang digunakan bisa bertekanan tinggi atau rendah. Makin tinggi tekanan minyak, kekuatan medan listrik yang bisa ditahan semakin tinggi. Kuat medan listrik yang dapat ditahan oleh kabel jenis ini berkisar 11-20 kV/mm untuk kertas selulosa. Kabel jenis ini banyak digunakan untuk saluran transmisi tegangan ekstra tinggi bahkan sampai tegangan 750 kV. 2.5.2 Isolasi
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
Isolasi listrik pada kabel adalah bahan yang memisahkan muatan listrik pada suatu penghantar atau memisahkan penghantar yang satu dengan penghantar yang lainnya secara kontinyu. Isolasi kabel tenaga merupakan bagian terbesar dari biaya yang diperlukan. Isolasi adalah bahan yang dapat memisahkan secara elektrik dua buah penghantar yang berdekatan sehingga tidak terjadi lompatan api. Kualitas isolasi bisa turun karena pengaruh luar seperti kelembaban, oksidasi dan lain-lain. Pada kabel laut, isolasi yang dipakai adalah isolasi kertas dan sintetis yang dikombinasi dengan minyak atau gas. Isolasi kertas yang digunakan adalah kertas yang diimpregnansi dengan minyak atau minyak yang diresapi dengan gas 2.6 Gas Alam 2.6.1 Pembentukan Gas Alam Gas alam adalah bahan bakar fosil berbentuk gas yang terutama terdiri dari metana CH4, seperti juga minyak bumi merupakan senyawa hidrokarbon (CnH2n+2) yang terdiri dari campuran beberapa macam gas hidrokarbon yang mudah terbakar dan non-hidrokarbon seperti N2, CO2, H2S dan gas mulia seperti He dan Ar, terdapat pula uap air dan pasir. Umumnya gas yang terbentuk sebagian besar dari metan CH4, dan dapat juga termasuk etan C2H6 dan propan C3H8. 2.6.2 Penyimpanan dan Transmisi Gas Alam Metode penyimpanan gas alam dilakukan dengan Natural Gas Underground Storage, yakni suatu ruangan raksasa di bawah tanah yang lazim disebut sebagai salt dome yakni kubah-kubah dibawah tanah. Pada dasarnya sistem transportasi gas alam meliputi : 1. Transportasi melalui pipa salur. 2. Transportasi dalam bentuk Liquefied Natural Gas (LNG) dengan kapal tanker LNG untuk pengangkutan jarak jauh. 3. Transportasi dalam bentuk Compressed Natural Gas (CNG), baik didaratan dengan road tanker maupun dengan kapal tanker CNG di laut, untuk jarak dekat dan menengah (antar pulau). 2.6.3 Peralatan Utama Transmisi Gas Transmisi gas membutuhkan peralatan utama seperti : 1. Pipa Gas Pipa gas adalah alat transportasi gas alam yang berguna untuk menyalurkan gas dari sumber hingga menuju pelanggan. Pipa gas mempunyai faktor keamanan yang cukup baik serta ekonomis. Pipa gas ini akan sesuai dengan kapasitasnya, bila didesain dengan optimal diameter dan ketebalannya. 2. Kompressor Kompressor adalah mesin untuk menempatkan udara atau gas. Kompresor udara biasanya mengisap udara dari atmofsir. Namun ada pula yang mengisap udara atau gas yang bertekanan lebih tinggi dari tekanan atmofsir. Dalam hal ini kompressor bertujuan untuk mendorong aliran gas yang berada di dalam pipa gas.
3
III
DATA KELISTRIKAN DAN DATA GAS ALAM KALIMANTAN JAWA
3.1 Data Kelistrikan Kalimantan dan Jawa Dari tahun ke tahun kelistrikan nasional tumbuh cukup pesat. Hal ini terutama dilihat dari sisi konsumen. Konsumsi listrik meningkat dengan cepat. Kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik PLN daerah Kalimantan Selatan dan Tengah sampai dengan tahun 2008 sebesar 393,84 MW, Kalimantan Timur sebesar 414,83, Kalimantan Barat sebesar 293,55. Jadi total kapasitas terpasang seluruh Kalimantan adalah sebesar 1.1 GW. Semua daya tersebut di suplai oleh pembangkitpembangkit yang tersebar di seluruh Kalimantan. Berikut tabel jumlah unit pembangkit yang ada di Kalimantan. Tabel 3.1 Jumlah Unit Pembangkit di Kalimantan No
Daerah
Jumlah Unit Pembangkit
1
Kalimantan Selatan
132
2
Kalimantan Tengah
282
3
Kalimantan Timur
374
4
Kalimantan Barat
303
Total Sumber : Statistik PLN
Tabel 3.4 Panjang Jaringan Transmisi (kms) No
Wilayah
70 kV
150 kV
Jumlah
1
Kalsel
123,1
818,2
941,3
2
Kalteng
-
-
-
333,2 154
333,2 154
3 Kaltim 4 Kalbar Sumber : Statistik PLN
Kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik PLN daerah Jawa sampai dengan tahun 2008 sebesar 18.534,27 MW atau kurang lebih sebesar 18,5 GW. Semua daya tersebut di suplai oleh pembangkit-pembangkit yang tersebar di seluruh Jawa dibawah PT. Indonesia Power dan PT.PJB. Jumlah unit pembangkit yang ada di Jawa berjumlah 273 dan semuanya telah terinterkoneksi secara menyeluruh. Sedangkan rasio elektrifikasi dan energi yang dikosumsi akan ditunjukan di tabel berikut : Tabel 3.5 Rasio Elektrifikasi dan Konsumsi Energi Jawa
1091
Sedangkan rasio elektrifikasi dan energi yang dikosumsi akan ditunjukan di tabel berikut : Tabel 3.2 Rasio Elektrifikasi dan Konsumsi Energi Kalimantan Pelanggan Rumah Tangga
Rasio(%)
kWh jual
Wilayah
Penduduk
Rumah Tangga
1
Kalsel
3446,6
912,7
587,46
42,6
336,66
2
Kalteng
2057,3
508,4
216,585
42,5
225,36
3
Kaltim
2910,5
702,2
406,143
64,36
531,35
4
Kalbar
4249,1
954,1
475,712
49,86
251,77
No
masih belum terinterkoneksi secara penuh. Berikut tabel panjang jaringan transmisi yang ada di Kalimantan :
1
Kalbar
475,712
342
535.209
2
Kalteng
216,585
114
245.705
3
Kalsel
587,46
456
633.026
4
Kaltim
406,143
244
446.016
Total
1685.9
1156
1.859.956
Sumber : Statistik PLN
Rasio(%)
kWh jual
No
Wilayah
Penduduk
1
Jatim
37.094,8
10.121,2
6.373,24
62,9
548,17
2
Jateng
36.094,9
9.599,6
6.509,01
67,8
349,31
3
Jabar
45.415,0
11.740,4
7.684,35
65,4
749,77
4
Jakarta
14.251,9
3.544,9
3.150,77
88,8
2.077,31
Sumber : Statistik PLN Jumlah pelanggan yang ada di wilayah pulau Jawa adalah sebagai berikut : Tabel 3.6 Jumlah Pelanggan di Jawa
Sumber : Statistik PLN Jumlah pelanggan yang ada di wilayah Kalimantan adalah sebagai berikut : Tabel 3.3 Jumlah Pelanggan di Kalimantan Rumah No Wilayah Tangga Industri Jumlah
Pelanggan Rumah Tangga
Rumah Tangga
No
Wilayah
Rumah Tangga
Industri
Jumlah
1
Jabar
7.684,35
10.997
8.146.194
2
Jateng
6.509,01
4.855
6.940.941
3
Jatim
6.373,24
10.997
6.890.251
4
Jakarta
3.150,77
3.460.258
Total
23.717,37
10.448 37.297
25.437.644
Sumber : Statistik PLN Jaringan transmisi di pulau Jawa sudah banyak dan akan terus ditingkatkan. Berdasarkan tegangan, jaringan transmisi di pulau Jawa terdiri dari 70 kV, 150 kV dan 500 kV. Jumlah panjang jaringan transmisi yang ada di pulau Jawa adalah 20.593,10 kms.
Untuk jaringan transmisi di Kalimantan masih sangat minim, hal ini dikarenakan sistem kelistrikan di Kalimantan Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
4
Tahun 2007 2008
Tabel 3.7 Neraca Daya Kalimantan dan Jawa Daya Beban Puncak Wilayah Mampu (MW) (MW) Kalimantan 807,98 767,91 Jawa
16,99
16,257
Kalimantan
723,08
741,23
16,540.35
16,307.42
Jawa Sumber : Statistik PLN
Dari neraca daya pulau Kalimantan dan pulau Jawa di atas dapat diketahui bahwa selisih antar daya mampu yang dibangkitkan PLN dengan beban puncak pelanggan sudah sangat dekat. Hal ini sudah tentu tidak sehat dan harus segera diatasi. 3.2 Permintaan Gas Alam di Jawa Hingga awal 1990-an, konsumsi gas bumi di Jawa masih kecil, sedikit di bawah 300 MMCFD (juta kaki kubik per hari) dan hampir seluruhnya berada di wilayah Jawa Barat. Gas bumi dipasok terutama dari lapangan gas Cilamaya (Cirebon) yang –melalui pipa transmisimenyalurkan gas bumi untuk pabrik pupuk Kujang, pabrik baja Krakatau Steel, pabrik semen Cibinong serta gas kota di Bogor dan Jakarta. Konsumsi gas bumi di Jawa berlipat dua pada tahun 1993 dengan dipasoknya gas bumi sebanyak 260 MMCFD oleh perusahaan minyak ARCO dari lapangan di laut Jawa bagian Barat ke pembangkit PLN di kawasan Jakarta. Pada tahun 1994 pasokan ke pembangkit tenaga listrik di kawasan Surabaya dilakukan lagi oleh ARCO dari sumber gas bumi di daerah Pagerungan (Selat Madura), dengan tambahan gas bumi sekitar 50 persen, yang juga digunakan untuk memasok PGN dan Petrokimia Gresik di Jawa Timur. Sejak itu konsumsi gas bumi terus tumbuh stabil hingga krisis ekonomi 1998 melanda yang berpengaruh menurunkan tingkat konsumsi. Secara perlahan konsumsi kemudian tumbuh kembali; dan bila dihitung sejak 1991 hingga 2005, pertumbuhan konsumsi gas bumi di Jawa adalah sekitar 12 persen per tahun.
PGN (Bogor, Jakarta, Cirebon, Surabaya) serta pabrik pupuk, semen, baja dan petrokimia. Gambar 2 memperlihatkan hasil perkiraan permintaan gas bumi di Jawa 2005-2025 sesuai pendekatan yang dilakukan di atas.
Sumber: Gas Transportation Project Through PublicPrivate Partnership, 2005 Gambar 3.2 Perkiraan Kebutuhan Gas Bumi di Jawa, 2005-2025 (MMCFD) 3.3 Data Gas Alam Kalimantan Timur Cadangan gas bumi atau gas alam Indoesia, terbukti dan potensial, mengalami kenaikan secara nyata. Tahun 2004, total cadangan gas adalah 182,5 trillion cubic feet (TCF), terdiri dari 94,78 TCF cadangan terbukti, dan 87,73 TCF potensial, kemudian meningkat menjadi 187.09 TSCF status 1 Januari 2006 (P1 = 93.95 TSCF dan P2 = 93.14 TSCF) dengan laju produksi sebesar 8.2 MMSCFD dan dapat diproduksi dalam jangka waktu 64 tahun. Persoalan yang ada adalah letak cadangan yang tersebar di daerahdaerah Indonesia bagian barat yang masih belum memiliki infrastruktur untuk menyalurkan gas tersebut kepada konsumen. Oleh karena itu ke depan, kegiatan eksplorasi perlu di dorong ke arah Indonesia bagian timur.
Gambar 3.3 Peta Neraca Gas Indonesia 2007-20012 Gambar 3.1 Konsumen Utama Gas Bumi di Jawa Gambar 1 menunjukkan konsumen utama gas bumi di Jawa, yang meliputi pembangkit tenaga listrik (Muara Karang, Tanjung Priok, Gresik), perusahaan distribusi gas
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
Kalimantan termasuk pulau yang kaya akan sumber daya alam termasuk gas yang nantinya akan ditransmisikan ke pulau Jawa. Hampir semua cadangan gas yang ada di Kalimantan berada di wilayah Kalimantan Timur. Berikut adalah perkiraan data gas yang ada di Kalimantan Timur sampai dengan tahun 2012.
5
Tabel 3.8 Existing Supply di Kalimantan Timur No 1 2 3
Existing Supply TOTAL E&P INDONESIA
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2340,6
2335,5
2344,5
2238,4
1720,4
1681,4
UNOCAL VICO INDONESIA
123,9
87,7
69
55,6
45,8
38,1
720
691
663
634
538
403
Total
3184,5
3114,2
3076,5
2928
2304,2
2122,5
Sumber : BP Migas Selain gas yang sudah tersedia, terdapat pula gas yang masih dalam proses pengerjaan atau eksplorasi. Berikut perkiraan gas yang masih dikerjakan. Tabel 3.9 Project Supply Gas di Kalimantan Timur
2
Project Supply TOTAL E&P INDONESIA VICO INDONESIA
3
UNOCAL
No 1
Total
2007
2008
2009
2010
2011
2012
589,1
640,4
586,2
651
604
565
-
-
-
-
-
-
137,1
75,8
49
36,2
27,4
25
726,2
716,2
635,2
687
632
590
Sumber : BP Migas Setelah ditambah penemuan baru dari tahun 20082012 yang berjumlah sebesar 2200 MMSFD, maka jumlah total penyediaan adalah sebagai berikut Tabel 3.10 Total Penyediaan Gas di Kalimantan Timur Total Tahun Penyediaan 2007
3910,7
2008
4.130,40
2009
4.011,70
2010
3915,4
2011
3586
2012 3362,8 Sumber : BP Migas Berdasarkan data di atas diketahui bahwa Kalimantan Timur memiliki cadangan gas yang cukup banyak. Cadangan gas ini dapat dimanfaatkan sebagai sumber energi untuk memproduksi listrik di PLTG. Olek karena itu pemerintah sudah mulai berencana untuk membangun jaringan transmisi pipa gas Kalimantan-Jawa atau yang lebih dikenal dengan Kalija yang nantinya akan menyalurkan gas dari Kalimantan Timur menuju pulau Jawa.
Produksi batubara di Kalimantan Selatan (Kalsel) pada 2008 diperkirakan sebesar 78,5 juta ton. Dari angka itu diketahui sampai November 2008 sebesar 71,9 juta ton. Dari angka ini dijual sebesar 68,2 juta ton terdiri dari ekspor sebesar 48,3 juta ton dan domestik sebesar 19,9 juta ton. Hingga akhir 2008 produksi total akan mencapai 78,5 juta ton. Kemudian diprediksi menjadi sebesar 86,8 juta ton pada 2009. Angka ini akan naik menjadi 97,4 juta ton pada 2010 dan sebesar 101,1 juta ton pada 2011. Batubara tersebut digunakan untuk keperluan PLTU PLN, industri semen, industri tekstil, industri kertas, industri metalurgi dan lain-lain. Pada sisi lain kualitas batubara di Kalsel mengandung calorific value (adb) 3578-7298 kcal/kg, sulfur (adb) 0,04-2,94 %, ash (adb) 1-27,19%, fix carbon (adb) 3545,9%, HGI 38-70, volatile matter (adb) 27,7-48,5%, inherent moister (ar) 3,54-24% dan total moisture (ar) 3,5445%. IV
ANALISIS TEKNO-EKONOMI-LINGKUNGAN RENCANA INTERKONEKSI GAS DAN RENCANA INTERKONEKSI HVDC 500 KV 6.000 MW KALIMANTAN-JAWA
4.1 Analisis Kebutuhan Listrik di Jamali Kebutuhan listrik di Jamali terdiri dari Distribusi Bali, Distribusi Jawa Timur, Distribusi Jawa Tengah-Jogya, Distribusi Jawa Barat-Banten dan Distribusi Jawa BaratTangerang. Total kebutuhan listrik dari 5 wilayah distribusi tersebut jauh lebih tinggi dibandingkan dengan kebutuhan listrik pada wilayah lainnya di Indonesia, yaitu sekitar 80% dari total kebutuhan listrik nasional pada tahun 2003. Hal ini sangat beralasan mengingat Jamali merupakan pusat dari segala kegiatan, namun pemakaian listriknya masih tergolong kurang efisien. Jaringan transmisi di pulau Jawa sudah banyak dan akan terus ditingkatkan. Berdasarkan tegangan, jaringan transmisi di pulau Jawa terdiri dari 70 kV, 150 kV dan 500 kV. Jumlah panjang jaringan transmisi yang ada di pulau Jawa adalah 20.593,10 kms. Pada tahun 2003, total kebutuhan listrik di Jamali sebesar 69,96 TWh dan selama kurun waktu 17 tahun (2003-2020) diperkirakan tumbuh sebesar 6% per tahun sedikit lebih rendah dari rata-rata Indonesia, sehingga pada tahun 2020 total kebutuhan listrik di Jamali menjadi 203,19 TWh. Peningkatan pertumbuhan kebutuhan listrik terbesar di Jamali berasal dari sektor rumah tangga, hal tersebut dipicu dengan membaiknya perekonomian di Jawa, walaupun laju pertumbuhan kebutuhan listrik sektor rumah tangga tersebut sudah mempertimbangkan efisiensi penggunaan listrik dan kenaikan tarif. Sekitar sepertiga dari total kebutuhan listrik Jamali berasal dari Distribusi Jawa Barat dan Banten, mengingat pusat industri besar berada di wilayah ini.
3.4 Batubara di Kalimantan Selatan
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
6
Besarnya proyeksi kebutuhan listrik di Kalimantan per Sektor dari tahun 2003 – 2020 ditunjukkan pada gambar 2. Seperti halnya Sumatera, pengguna listrik terbesar di Kalimantan adalah sektor rumah tangga, disusul sektor industri, usaha, dan umum.
Sumber: Hasil Proyeksi Tim MARKAL BPPT Gambar 4.1 Proyeksi Kebutuhan Listrik di Jawa Per Sektor Tahun 2003 s.d. 2020 Besarnya proyeksi kebutuhan listrik di Jamali dari tahun 2003 s.d. 2020 ditunjukkan pada gambar 1, sedangkan pangsa kebutuhan listrik per distribusi di wilayah Jamali ditunjukkan pada gambar 3. Dari gambar 2 nampak bahwa kebutuhan listrik di Jawa didominasi oleh sektor industri, disusul sektor rumahtangga, usaha, dan umum. 4.2 Analisis Kebutuhan Listrik Di Kalimantan Prasarana fisik dan non-fisik yang tersedia di seluruh wilayah Kalimantan masihbelum merata, sehingga kebutuhan listrik di wilayah Kalimantan ada yang tinggi,namun juga ada yang rendah. Dari seluruh wilayah Kalimantan, kebutuhan listrik terbesar adalah di wilayah Kalimantan Selatan, sedangkan wilayah Kalimantan Tengah mempunyai kebutuhan listrik terrendah dibanding wilayah lain di Kalimantan. Oleh karena itu, wilayah kebutuhan listrik di Kalimantan Tengah digabung dengan wilayah kebutuhan listrik di Kalimantan Selatan. Banyaknya industri pertambangan di Kalimantan Selatan menyebabkan tingkat kebutuhan listriknya paling tinggi dan diasumsikan industri pertambangan tersebut akan berkembang, sehingga pertumbuhan kebutuhan listrik Kalimantan Selatan dan Kalimantan Tengah selama kurun waktu 17 tahun (2003-2020) diasumsikan tumbuh sebesar 7,84% per tahun. Demikian pula untuk wilayah Kalimantan Timur dan Kalimantan Barat bukan hanya industri yang diharapkan berkembang, tetapi adanya rencana Pemerintah untuk meningkatkan rasio elektrifikasi menyebabkan dikedua wilayah tersebut kebutuhan listrik juga meningkat masing-masing sebesar 7,96% dan 7,66% per tahun.
Sumber: Hasil Proyeksi Tim MARKAL BPPT Gambar 4.2. Proyeksi Kebutuhan Listrik di Kalimantan Per Sektor Tahun 2003 s.d. 2020
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
4.3 Interkoneksi dan Jaringan Pipa Gas Indonesia Analisis kemudian dilakukan untuk menentukan kebutuhan serta urutan pembangunan yang paling efisien untuk membawa gas bumi ke Jawa dari alternatif lain yang tersedia, yaitu transmisi Kalimantan Timur – Jawa dan pembangunan receiving terminal LNG di Jawa Barat dan Jawa Timur. Data mengenai kapasitas, biaya investasi serta biaya operasi yang dibutuhkan baik untuk proyek pipa transmisi Kalimantan Timur maupun terminal penerima LNG yang dapat dibangun di Jawa Barat dan Jawa Timur, yang dipergunakan sebagai masukan dalam analisis ditunjukkan pada tabel 10 dan tabel 11.
Tabel 4.1 Sistem Pipa Kaltim
Sumber: Gas Transportation Project Through PublicPrivate Partnership, 2005. 4.3.1 Alternatif Membawa Gas Alam ke Jawa Defisit gas bumi di Jawa perlu diatasi dengan mengembangkan alternatif untuk mengangkut gas bumi dari berbagai sumber yang tersedia, khususnya dari dalam Indonesia sendiri. Indonesia memiliki cadangan gas bumi sekitar 180 TCF pada tahun 2005, dimana 97 TCF adalah cadangan terbukti (proven, P1). Cadangan gas bumi tersebut tersebar di Sumatera (Selatan-Tengah), Kalimantan (Timur), Natuna, Sulawesi (Selatan) serta Papua (Barat) di samping yang berada di pulau Jawa. Cadangan gas bumi di Kalimantan Timur cukup besar (sekitar 47 TCF unrisked reserves, dengan sekitar 25 TCF proven reserves pada Januari 2005), namun sebagian besar reserves tersebut mesti dicadangkan untuk memenuhi komitmen ekspor gas bumi dalam bentuk LNG ke sejumlah negara industri Asia (Jepang, Korea Selatan, Taiwan). Bagaimanapun, karena reserves gas bumi di Kalimantan Timur sampai 2 dekade mendatang diperkirakan masih cukup besar, pengiriman gas bumi dari Kalimantan Timur 7
ke Jawa (entah dengan cara pembangunan pipa transmisi dan/atau terminal penerima LNG) merupakan pilihan yang perlu dipertimbangkan. Gambar 3 mengilustrasikan alternatif untuk membawa gas bumi ke Jawa yang dipertimbangkan tersebut.
Gambar 4.3 Alternatif Untuk Membawa Gas Bumi ke Jawa 4.3.2 Pipa Transmisi Kalimantan Timur – Jawa Pipa Transmisi Kalimantan Timur – Jawa direncanakan memiliki kapasitas alir 1.350 MMSCFD (420 BCF/Y), dengan landing point di wilayah Semarang, Jawa Tengah. Skema dari sistem transmisi yang direncanakan ditunjukkan pada Gambar 4. Jarak off-shore antara Banjarmasin dan Semarang sekitar 600 km. Ruas ini membutuhkan tekanan tinggi (2160 psig) dan diameter besar (42‖) dan akan merupakan kapasitas transmisi yang tinggi dari sistem Bontang – Semarang. Antara Bontang hingga Banjarmasin (619 km) direncanakan dibangun 2 stasion kompressor, sedang ukuran pipa yang direncanakan adalah 48‖.
Gambar 4.4 Skema Pipa Transmisi Kaltim-Jawa 4.3.3 Perkiraan Biaya Investasi Pipa Trannsmisi Kalimantan- Jawa Investasi yang dibutuhkan sekitar US$ 1.59 milyar (US$ 1.34 milyar untuk pipanisasi dan US$ 250 juta untuk kompresi). Distribusi investasi adalah sekitar 10% pada tahun pertama, 50% pada tahun kedua dan 40% tahun ketiga. Biaya operasi diperkirakan sebesar US$ 31.8 juta/tahun, dengan 90% merupakan biaya tetap. Gambar 11 memberikan ilustrasi mengenai jadwal pembangunan infrastruktur pengangkutan gas bumi ke Jawa, hingga fasilitas tersebut dapat mengalirkan gas bumi dalam kapasitas penuh.
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
Pembangunan pipa transmisi gas bumi Kaltim-Jawa berpotensi memberikan beberapa manfaat ekonomi. Dalam konteks yang relevan sekarang --dimana ketergantungan terhadap BBM sangat besar sedangkan harganya membumbung sangat tinggi—adalah untuk menggantikan konsumsi BBM di Jawa sekaligus menurunkan jumlah impor dan subsidinya. Pembangunan jaringan transmisi tersebut akan mendorong peningkatan added value dan multiplier effect di dalam negeri melalui peningkatan kegiatan industri serta penciptaan lapangan kerja. Mengekspor gas bumi dalam bentuk ―mentah‖ mengakibatkan sebagian besar nilai tambah dari ranting industri gas bumi turut terekspor, yang dalam jangka panjang sebenarnya memperbesar kehilangan (losses) ekonomi di dalam negeri. 4.3.4 Perkiraan Dampak Lingkungan Lingkungan menjadi salah satu aspek yang penting dalam perencanaan transmisi gas Kalimantan-Jawa ini. Oleh karena itu rencana transmisi gas ini harus ramah lingkungan dan harus didesain sedemikian rupa sehingga tidak menimbulkan hal-hal yang dapat merusak lingkungan. Pada dasarnya rencana transmisi gas sangat ramah lingkungan, asalkan pemeliharaan pipa-pipa transmisinya dilakukan dengan sangat teliti. Kebocoran pipa-pipa gas akan sangat berbahaya dan dapat mengancam makhluk hidup yang ada di laut Jawa seperti berbagai jenis ikan,tanaman laut dan terumbu karang. 4.4 Interkoneksi HVDC 500 kV 6000 MW Tujuan utama dari interkoneksi adalah mentransfer atau mentransmisikan daya listrik yang dihasilkan oleh pembangkit listrik di suatu sistem kelistrikan menuju sistem kelitrikan yang lain. Dalam hal ini interkoneksi listrik adalah mentransmisikan daya listrik yang dihasilkan oleh pembangkit mulut tambang di Kalimantan Selatan sebagai sumber energi menuju pulau Jawa sebagai pusat beban listrik. Pulau Kalimantan kaya akan sumber energi seperti batubara,minyak dan gas. Sumber energi tersebut akan sangat berguna sebagai bahan baku yang akan diproduksi menjadi listrik untuk memenuhi kebutuhan listrik di pulau Kalimantan dan di pulau Jawa. Hal ini menjadi salah satu alasan direncanakannya interkoneksi listrik KalimantanJawa. Alasan lain yang mendukung rencana ini adalah : 1.
Kebijakan Pemerintah Indonesia dalam memanfaatkan batubara dan mengurangi bahan bakar minyak di pembangkit tenaga listrik. 2. Memperkuat kondisi ekonomi negara Indonesia. 3. Mempersiapkan diri untuk interkoneksi yang lebih luas pada masa mendatang yang mencakup hingga Semenanjung Malaysia dan negara-negara lain di wilayah Asia Tenggara. Secara politis, hal itu akan memperkuat integritas negara Indonesia. Pemerintah bisa mengantisipasi krisis energi listrik di pulau Jawa dengan memanfaatkan potensi gas yang melimpah di Kalimantan Timur (Kaltim) dan Batubara di Kalimantan Selatan (Kalsel) melalui teknologi transmisi atau Interkoneksi High Voltage Direct Current (HVDC).
8
4.4.1 Perencanaan Umum Saluran transmisi dapat dikategorikan atas saluran udara (overhead line) dan saluran bawah tanah (under ground). 1. Saluran Udara Sebagaimana telah disebutkan bahwa pusat pembangkit umumnya jauh dari pusat-pusat beban. Apabila dimisalkan dibangun tidak persis di tepi pantai, yang mungkin di tengah hutan atau di kaki gunung dimana sumber energi itu berada, maka dengan demikian tetap dibutuhkan saluran udara yang selanjutnya dihubungkan dengan kabel laut. 2. Saluran Bawah Laut Kabel yang digunakan untuk transmisi HVDC pada umumnya mempunyai sifat yang sama dengan kabel tanah, namun dengan konstruksi yang berbeda. Sebagai enghantar biasanya digunakan kawat tembaga berlilit (annealed stranded), dan sebagai kulit pelindung digunakan pita baja yang dapat ditaruh di dasar laut.
membantu untuk menghindari kerusakan kabel oleh peralatan pancing dan jangkar kapal. 4.4.2 Perencanaan Interkoneksi HVDC KalimantanJawa Sebelum membangun suatu interkoneksi HVDC antara Kalimantan- Jawa diperlukan perencanaan jaringan transmisi yang matang. Secara umum perencanaan jaringan transmisi HVDC Kalimantan-Jawa meliputi : 1. Penentuan Jalur Transmisi Berdasarkan penelitian terhadap situasi dan kondisi laut serta jarak yang akan dilalui oleh jaringan transmisi maka ditentukan : Lokasi interkoneksi meliputi wilayah Kalimantan selatan, melintasi laut Jawa dan tujuannya adalah Jawa Timur. Ini adalah jarak terdekat yang paling efisien dan paling hemat biaya. Dipilih laut Jawa karena laut Jawa termasuk perairan yang dangkal sehingga pemasangan kabel relatif tidak terlalu susah jika dibandingkan dengan perairan yang lebih dalam, selain jaraknya yang tidak terlalu jauh.
4.4.1.1 Survei Jalur dan Penetapan Panjang Kabel Survei ini bertujuan untuk mendapatkan data-data kondisi laut dan jalur kabel yang sesuai. Lintasan yang dilalui kabel diusahakan yang pendek dan lurus, dasar laut tanpa lembah dan laut yang tidak terlalu dalam. Survei jalur kabel meliputi: • Karakteristik permukaan dasar laut • Kedalaman laut • Pergerakan arus • Arus pasang surut • Pergeseran pasir dasar laut • Data pendukung 4.4.1.2 Pekerjaan Instalasi Kabel Laut Gaya tarik peletakan kabel ditentukan oleh kecepatan saat peletakan, berat kabel, gaya pecah dan arus pasang. Beberapa jenis pekerjaan pada saat peletakan kabel meliputi : 1. Pemilihan vessel peletakan kabel, ditarik oleh beberapa tug boat. 2. Pekerjaan persiapan peletakan kabel 3. Penempatan kabel laut 4. Proteksi kabel laut Ada beberapa penyebab kerusakan kabel laut, di antaranya oleh peralatan pancing, jangkar kapal, gigitan ikan, gesekan sirip ikan, dan lain-lain. Oleh karena itu kabel laut harus diproteksi terhadap kemungkinan terjadinya gangguan seperti yang disebutkan di atas. Ada beberapa cara yang telah dilakukan memproteksi ganggguan, di antaranya adalah : 1. Menimbun kabel laut di dasar laut, kedalaman penimbunan tergantung panjang mata peralatan pancing atau mata jangkar, biasanya (20 - 150)cm. 2. Proteksi dengan rantai pelindung atau jaring pelindung yang diikat pada kabel. Pemilihan jalur yang tepat atau dengan pemberian tanda yang mencolok pada jalur lintasan kabel sangat
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
Gambar 4.5 Jalur HVDC Kalimantan-Jawa
Stasiun konverter dipasang di daerah asam-asam karena disini terdapat sumber batubara kalori rendah dan telah terdapat PLTU mulut tambang Asam-Asam dengan kapasitas 2x65 MW. Stasiun Inverter dipasang pada sisi penerima di Jawa Timur yaitu di daerah Gresik karena disini terdapat PLTU dan PLTG dan PLTGU dengan kapasitas Saluran kabel bawah laut menyeberangi laut Jawa antara Asam-Asam dengan Gresik sejauh 410 km. Penentuan Tegangan dan Pemilihan Konduktor Untuk membangun jaringan transmisi HVDC dengan kabel laut terlebih dahulu ditentukan tegangan kerja dan kapasitas saluran transmisi. Dengan kapasitas saluran transmisi sebesar 6000 MW dan diasumsikan panjang saluran 410 km, maka tegangan kerjanya yang paling ideal adalah 500 kV. Dari data di atas dipilih model saluran bipolar (satu positif dan yang lain negatif), dimana masing-masing polaritas mempunyai tegangan 500 kV. Saluran bipolar dipilih karena
9
memiliki beberapa kelebihan dibandingkan saluran model lain. 4.4.3 Pertimbangan Ekonomis Interkoneksi HVDC Kalimantan Jawa Berdasarkan studi dan perkiraan, jaringan transmisi dan interkoneksi listrik Kalimantan-Jawa akan menghabiskan biaya sebesar ±2,3 milyar USD atau setara dengan Rp 2,3 Triliyun (diasumsikan 1 dolar = Rp 10.000 ). Biaya tersebut digunakan untuk pemasangan dan instalasi kabel bawah laut yang menyeberangi laut Jawa dan menghubungkan antara pulau Kalimantan dengan pulau Jawa. Kabel bawah laut ini dapat menyalurkan daya sebesar 6000 MW dengan tegangan sebesar 500 KV. Perhitungan Biaya Modal Dalam perhitungan biaya modal (Capital Cost), tergantung pada tingkat suku bunga (discount rate) dan umur ekonomis. Nilai suku bunga yang dipergunakan adalah suku bunga per tahun yang harus dibayar dengan memperhitungkan umur dari pembangkit yang mempunyai rumus sebagai berikut:
CRF
i (1 i) n (1 i ) n 1
Biaya pembangunan x Kapasitas pembangkit x CRF Jumlah Pembangkitan Neto Tenaga Listrik
Dimana: CRF = Capital Recovery Factor (decimal) i = Suku Bunga (%) n = Umur Kabel / Lama waktu penyusutan (Tahun) CC = Capital Cost / Biaya Modal (US$ / kWh) Jumlah Pembangkitan Neto Tenaga Listrik (kWh / Tahun) = (Daya Terpasang) x (Faktor Kapasitas) x 8760. Berdasarkan data yang ada dibawah ini : Tabel 4.2 Data Kabel Jenis Data
Nilai
Installed Capacity Life Time Cable Type Capital Investment Cost
6000 MW 30 Years HVDC 2,3 billion USD
Perhitungan CRF untuk : Suku Bunga i=3% dan Umur Kabel (Life Time) n= 30 Tahun
CRF
Perhitungan Jumlah Pembangkitan Tenaga Listrik (kWh/Tahun) Dengan daya terpasang 6000 MW dan faktor kapasitas 80 % maka Jumlah Pembangkitan Tenaga Listrik (kWh/tahun) = Daya Terpasang x Faktor Kapasitas x 8760 = 6000 MW x 0,8 x 8760 = 42.048.000.000 kWh/tahun Jadi biaya modal / Capital Cost (CC) adalah sebagai berikut:
Capital Cost
Biaya pembanguna n x kapasitas Pembangkit x CRF Jumlah Pembangkit an Neto Tenaga Listrik
Untuk suku bunga i = 3 %
Sehingga biaya modal / Capital Cost (CC) dirumuskan dari persamaan sebagai berikut : CC
Perhitungan Biaya Pembangunan Dari data Tabel diatas dapat kita lihat bahwa Capital Investment Cost atau biaya pembangunan adalah sebesar: Capital Investment Cost 2,3 x 10 9 US Biaya Pembanguna n Installed Capacity 6000 x 10 3 k = 383,333 US$ / kW
i(1 i) (1 i) n 1
383,333 6000000 0.051 2.789 cent / kWh 42.048.000.000 Berdasarkan data di atas diketahui biaya penyaluran listrik Kalimantan-Jawa adalah sebesar ± Rp 278,00. Diketahui juga biaya pembangkitan PLTU Mulut Tambang adalah sebesar ± Rp 450,00. Jadi jika dijumlahkan dengan biaya transmisi listrik maka hasil yang didapat adalah Rp 278,00 + Rp 450,00 = Rp 728,00. Hasil ini akan dibandingkan dengan harga jual listrik rata-rata di wilayah Jawa Timur yang didapatkan dari data statistik PLN tahun 2008. Dari data didapatkan bahwa harga jual rata-rata (Rp/kWh) adalah Rp 649,00. Dengan input data sebagai berikut : Pendapatan perkapita setiap bulan = Rp 1.050.000 Dengan mengasumsikan dalam 1 rumah tangga terdapat 4 anggota keluarga sehingga didapat : Pendapatan rumah tangga = Rp 4 x 1.050.000 = Rp Rp 4200.000 Sedangkan pengeluaran rumah tangga untuk konsumsi energi listrik rata-rata berkisar 6%-10%. Dengan diasumsikan pengeluaran rumah tangga untuk energi listrik rata-rata adalah 7%, maka pengeluarannya sebesar Rp. 294.000 Dengan sambungan daya pelanggan pada 900 VA maka dengan asumsi power faktor 0,8 didapat sambungan daya dalam watt sebesar : CC
900 VA 0,8 0,72 kW
n
0,03(1 0,03) 30 0,0510 (1 0,03) 30 1
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
Maka konsumsi listrik dalam 1 bulan didapat : kWh 1 Bulan 0,72 kW 30 24 Load Factor
Dengan faktor beban sebesar 40,34 % maka :
10
kWh 1 Bulan 0,72 kW 30 24 0,4034 kWh 1 Bulan 209,12 kWh/Bulan
Dengan bea beban sebesar Rp. 17.000 (sesuai Keppres no. 103 tahun 2003 mengenai Tarif Dasar Listrik), sedangkan dalam penyambungan konsumen 900 VA terdiri dari 3 golongan, yaitu : I. 0 - 20 kWh II. 20 - 60 kWh dengan rata - rata TDL Rp. 630,00 III. diatas 60 kWh
Sehingga diperoleh biaya sebesar : 209,12 kWh Rp.630 Rp.131,745 Maka dengan penjumlahan bea beban sebesar Rp. 17.000 didapat total biaya sebesar Rp. 131,745 Daya beli listrik rumah tangga diperoleh dari perbandingan antara pengeluaran untuk energi listrik dengan total biaya energi listrik, kemudian dikalikan dengan rata-rata tarif dasar listrik, maka : Rp. 209.12 Rp.630 Rp.1000 /kWh Rp.131,74
Dengan daya beli listrik rumah tangga sebesar Rp.1000 maka harga jual energi listrik mampu dibayar oleh masyarakat karena rata-rata harga jual energi listrik masih dibawah daya beli untuk listrik rumah tangga. Sebagai acuan, harga jual listrik yang direncanakan setelah melakukan transmisi adalah sebesar Rp.728/kWh. Harga jual ini lebih rendah dari kemampuan daya beli energi listrik rumah tangga yaitu Rp. 1000, sehingga harga jual Rp.728/kWh dapat dijangkau oleh masyarakat Jawa Timur. 4.4.4 Pertimbangan Lingkungan Desain peralatan dan perencanaan transmisi listrik harus memperhitungkan kondisi lingkungan di lokasi dengan cara melakukan survey. Beberapa parameter penting yang perlu diperhatikan adalah ketinggian suhu, angin, kelembaban, kondisi seismik, kondisi tanah, petir, dan aksesibilitas. Survey juga harus dilakukan untuk memperoleh informasi yang berhubungan dengan desain kabel dan instalasi. Setelah itu dilakukan analisa perkiraan dampak lingkungan seperti kemungkinan pencemaran udara daan kerusakan ekosistem (darat dan laut). Pencemaran dari saluran transmisi dinilai sangat minim karena teknologi sistem proteksi sufah sangat maju dan mutakhir. pencemaran lingkungan kemungkinan akan terjadi pada PLTU yang membangkitkan listrik sebelum ditransmisikan. Akan tetapi hal ini akan diatasi dengan cara memanfaatkan limbah PLTU untuk menyuburkan lahan bekas tambang batubara di sekitar PLTU. 4.5 Analisa Akhir
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
Interkoneksi gas Kalimantan-Jawa dengan Pipa Transmisi direncanakan memiliki kapasitas alir 1.350 MMSCFD (420 BCF/Y), dengan landing point di wilayah Semarang, Jawa Tengah. Interkoneksi ini direncanakan menghabiskan biaya sebesar US$ 1.59 milyar. Dengan pembangunan jaringan transmisi gas antar pulau ini diharapkan kebutuhan energi gas di pulau Jawa akan tercukupi. Selain itu dapat pula memenuhi kebutuhan listrik pembangkit listrik PLN yang menggunakan bahan bakar gas. Terobosan ini dinilai menguntungkan daripada PLN harus mengeluarkan subsidi bahan bakar minyak yang akhir-akhir ini harganya terus melonjak. Kalimantan Timur sebagai daerah utama penghasil gas bumi di Kalimantan pun mempunyai ketersediaan dan cadangan gas yang mencukupi apabila ditransmisikan ke pulau Jawa. Selama ini pasokan gas bumi di Kalimantan Timur lebih banyak digunakan untuk industri-industri besar dan diekspor ke luar negeri. Akan tetapi rencana ini pun mempunyai kekurangan yaitu : 1. Gas yang ditransmisikan ke pulau Jawa hanya bisa dinikmati oleh pelanggan di sana saja. 2. Daya listrik yang dibangkitkan oleh pembangkit yang bahan bakar gasnya berasal dari transmisi gas Kalimantan –Jawa, hanya bisa dinikmati oleh pelanggan di wilayah JAMALI saja karena sistem kelistrikan disana sudah terinterkoneksi dengan baik. Padahal seperti kita ketahui bahwa penduduk yang menikmati listrik di wilayah Kalimantan sangat minim, bahkan belum mencapai 60% dan secara keseluruhan mengalami defisit energi listrik. Oleh karena itu target rasio elektrifikasi mencapai 100% pada tahun 2025 kemungkinan besar akan terhambat. Solusi yang lebih tepat dalam hal ini adalah Interkoneksi listrik Kalimantan-Jawa dengan menggunakan kabel HVDC bawah laut dengan daya sebesar 6000 MW dan tegangan 500 kV. Melihat kondisi geografis Indonesia yang wilayahnya didominasi oleh lautan, maka penggunaan transmisi HVDC dengan kabel laut sangat memungkinkan, efektif, efisien dan aman. Dengan biaya investasi sebesar ±2,3 milyar USD atau setara dengan Rp 23 Triliun (diasumsikan 1 dolar = Rp 10.000 ) mungkin terlihat sangat besar dan membebani pemerintah. Tetapi jika dipikirkan keuntungan jangka panjang yang akan diperoleh maka dana sebesar itu akan sebanding dengan hasil yang akan didapatkan. Harga listrik di Jawa setelah ditransmisikan diperkirakan mencapai Rp 728/kWh dan ini masih dibawah daya beli pelanggan yang mencapai Rp 1000/kWH jadi listrik masih dalam jangkauan pelanggan yang ada di Jatim.Dengan memanfaatkan sumber energi yang tersebar di Kalimantan Selatan dan Kalimantan Timur (batubara dan gas bumi), maka dapat dibangkitkan pembangkit listrik dengan kapasitas besar. Hal ini akan menjadi saling menguntungkan : 1. Daya listrik yang dibangkitkan di Kalimantan dapat ditransmisikan ke pulau Jawa sehingga dapat memenuhi kebutuhan listrik disana. 2. Dengan membangkitkan listrik di Kalimantan, maka sistem interkoneksi antar wilayah di Kalimantan akan terbuka dan semakin mudah dilakukan.
11
3. 4.
Pemerataan listrik akan semakin mudah dilakukan Industri akan semakin berkembang di Kalimantan karena masalah utama yaitu kelistrikan sudah dapat teratasi. 5. Teknologi kelistrikan di Indonesia akan semakin berkembang karena interkoneksi HVDC bawah laut ini tergolong teknologi baru. Untuk dampak lingkungan, cara ini pun tergolong aman dan ramah lingkungan karena sistem proteksi dan sistem isolasi yang sudah maju. Sehingga pencemaran lingkungan dan bahaya kerusakan ekosistem laut dapat diminimalisir. Berdasarkan pertimbangan di atas maka solusi akhir yang dinilai lebih tepat dan mempunyai prospek yang bagus untuk perkembangan kelistrikan adalah interkoneksi listrik dengan menggunakan kabel laut HVDC 6000 MW dengan tegangan 500 kV. Prospek penggunaan transmisi HVDC ini perlu ditunjang dengan perbaikan sistem dan regulasi kelitrikan sehingga investasi dalam bidang kelistrikan bisa tumbuh dengan pesat di tengah i iklim perkembangan yang kondusif.
1.
2.
DAFTAR PUSTAKA 1. 2. 3. 4.
V PENUTUP 5. 5.1 Kesimpulan Berdasarkan hasil analisa dan pembahasan yang telah dilakukan dapat diambil beberapa kesimpulan antara lain : 1. Pulau Kalimantan adalah pulau yang kaya akan sumber energi baik gas maupun batubara. Cadangan gas Kalimantan Timur sekitar 47 TCF unrisked reserves, dengan sekitar 25 TCF proven reserves pada Januari 2005 dan sumberdaya batubara sebesar 21.076,98. Kalimantan Selatan mempunyai sumberdaya batubara sebesar 9.101,38 dan cadangannya sebesar 1.867,84. Sedangkan pulau Jawa saat ini sedang mengalami kekurangan cadangan daya yaitu reserve margin yang hanya sekitar 16%. Hal ini yang mendasari rencana transmisi gas Kalimantan-Jawa dan transmisi listrik dengan kabel laut HVDC 6000 MW 500 kV. 2. Biaya investasi yang dikeluarkan untuk transmisi gas adalah sekitar US$ 1.59 milyar atau Rp 1,59 triliun. Sedangkan untuk biaya interkoneksi HVDC adalah sebesar US$ 2,3 milyar atau setara dengan Rp 23 triliun (diasumsikan 1 dolar = Rp 10.000). 3. Biaya yang dikeluarkan untuk transmisi gas memang jauh lebih murah daripada biaya investasi transmisi HVDC. Akan tetapi biaya penyaluran listrik dengan HVDC juga murah yaitu Rp 728/kWh. Untuk perkembangan kelistrikan mendatang, manfaat dari transmisi HVDC jauh lebih besar daripada transmisi gas. 4. Interkoneksi HVDC Kalimantan-Jawa mungkin merupakan pilihan yang paling tepat,ekonomis dan ramah lingkungan untuk memenuhi permintaan daya listrik di Kalimantan dan Jawa. 5.2 Saran
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
Diperlukan pengkajian lebih dalam tentang transmisi gas dan interkoneksi listrik pada daerah yang lain terutama dampak lingkungan yang ditimbulkan karena kondisi laut dan karakteristiknya berbeda-beda dan aktifitas manusia yang mungkin bisa menimbulkan gangguan atau kerusakan. Juga perlu penelitian dan pengkajian khusus tentang rencana interkoneksi listrik antar negara dengan transmisi HVDC kabel laut baik dari sisi teknis, sosial budaya, politik maupun aspek lingkungannya.
6.
7. 8.
9. 10. 11.
12.
13.
14.
Arismunandar, 1982, Teknik Tenaga Listrik II, Pradnya Paramita, Jakarta. Barnes, C.C., 1996, Power Cables, Chapman and Hall Ltd. E.W. Kimbark, 1971, Direct Current Trannsmission, John Wiley & Sons. Granau, Peter, 1979, Underground Power Transmission, John Wiley & Sons. Hamma & Tadjuddin, Oktober, 2000, Prospek Penggunaan Transmisi HVDC dengan Kabel Laut di Indonesia, Elektro Indonesia, No. 33, Tahun VI. Mahmudsyah, Syarifuddin, Ir. M.Eng.,Kenaikan Harga BBM dan Problematikanya, Serta Diversivikasi Energi Menghadapi Era Pengurangan Subsidi BBM, Seminar, ITS- Surabaya, 24 April 2002. McAllister D., 1982, Electric Cables Handbook , Granada, London. Michel Chamia, HVDC- A Major Option for The Electricity Networks of The 21st Century, IEEE WPM Panel Session, 1999 Stevenson Jr., William D., 1996, Analisa Sistem Tenaga Listrik, Edisi IV, Erlangga, Jakarta. Weedy, B. M., 1980, Underground Transmission of Electric Power, John Wiley & Sons. Weeks, Walter L., 1976, Transmission and Distribution of Electrical Energy, Harper & Row Publisher, New York. ______, Oktober, 2009, HVDC Light Submarine Cables, ABB Power System.
______, Oktober, 2009, HVDC Transmission, Siemens Power Transmission. ______, Oktober, 2009, Low Pressure Oil Filled Submarine Cables, ABB Power System.
15. ______, Nopember, 2009, Mass Impregnated Submarine Cables, ABB Power System. 16. ______, Nopember, 2009, What is HVDC & Why HVDC, ABB Power System.
12
17. ______, 2007. BPMigas, 18. ______, 2005. Statistik PLN, 19. ______, 2006. Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional (RUKN) 2006-2026, Departemen Energi dan Sumber daya mineral, 2006. RIWAYAT HIDUP Penulis dilahirkan di Banjarmasin – Kalimantan Selatan pada Tanggal 26 Mei 1986 dengan nama lengkap Nuzula Sakti Ramadhan, dilahirkan dari pasangan MT.Navis Rozhanie dan Sessi Rewetty Rivilla yang bertempat tinggal di Banjarmasin, Kalimantan Selatan. Penulis terdaftar sebagai mahasiswa Jurusan Teknik Elektro, Bidang Studi Teknik Sistem Tenaga, Fakultas Teknologi Industri, Institut Teknologi Sepeluh Nopember Surabaya dengan NRP : 2204 100 129 Jenjang pendidikan yang telah ditempuh adalah sebagai berikut : SD Islam Sabilal Muhtadin (1992-1998) SMP Negeri 3 Peterongan (1998-2001) SMA 1 Surabaya (2001-2004) Melalui jalur SPMB 2004, diterima menjadi mahasiswa Jurusan Teknik Elektro ITS Surabaya dan mengambil bidang studi Teknik Sstem Tenaga.
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
13
