Studi Pembangunan PLTU 2x60 MW di Kabupaten Pulang Pisau berkaitan dengan Krisis Energi di Kalimantan Tengah oleh: Alvin Andituahta Singarimbun 2206 100 040
DosenPembimbing 1:
DosenPembimbing 2:
Ir. Syarifuddin M, M.Eng 194612111974121001
Ir. Teguh Yuwono 19500806197121002
LATAR BELAKANG (1) Tahun
Daya Mampu (MW)
Beban Puncak (MW)
Reserve Margin • Krisis energi listrik yang terjadi di Kalimantan 2001 60,72 43,80 1.387 2002 60,72 44,00 (Persero) Tengah sehingga membuat PT. PLN 1.380 2003 60,72 di Kalimantan Tengah menyewa53,50 pembangkit1.135 2004 60,72 43,42 1.398 swasta 2005 60,72 45,23 1.342 2006
60,72
46,92 1.294
2007
60,72
53,16 1.142
2008
60,72
50,49 1.202
2009
60,72
51,29 1.183
Sumber: Statistik PLN
Daya Mampu Reverse Margin = Beban Puncak
Reserve Margin < 1,2 termasuk defisit Reverse Margin > 1,2 termasuk surplus
LATAR BELAKANG (2) Cabang
Jumlah Sentra Pembangkit
Jumlah Unit Pembangkit
Jenis Pembangkit
• Pembangkit milik PT. PLN (Persero) yang ada di Palangkaraya 42 166 PLTD PLTD Kalimantan Tengah semuanya berjenis dan umur pemakaiannya sudah115 sangat lama Kuala Kapuas 32 PLTD Total
74 sentra
*BPP PLTD: Rp.2.610/kWh
281 unit
BATASAN MASALAH • Pembahasan hanya mengenai Pembangkit Energi Tak Terbarukan. • Analisa ketersediaan bahan bakar batubara. • Analisa peramalan neraca daya hanya di Kalimantan Tengah. • Pembahasan dari segi teknis hanya mempertimbangkan cadangan bahan baku pembangkit dan penguasaan teknologi PLTU Pulang Pisau 2x60 MW. • Pembahasan dari sisi ekonomi hanya mempertimbangkan kelayakan investasi pembangunan proyek pembangkit.
TUJUAN • Memperkirakan kecenderungan konsumsi energi listrik yang akan terjadi di Kalimantan Tengah. • Mengubah pola ketergantungan bahan bakar untuk pembangkit dengan memanfaatkan potensi daerah • Sebagai masukan dalam usaha pemenuhan energi listrik di Kalimantan Tengah
METODOLOGI PENELITIAN Studi Literatur
Pengumpulan Data
Analisis dan Perhitungan
Kesimpulan
Metode Regresi Linear, Metode DKL 3.01, Perhitungan Teknis, Perhitungan Ekonomi
DATA KOMPOSISI PELANGGAN & KONSUMSI ENERGI LISTRIK KALIMANTAN TENGAH Jumlah Pelanggan 3%
4% 3% Rumah Tangga
20%
Industri Bisnis 66%
4%
Sosial Pemerintahan Penerangan Jalan
Laju Pertumbuhan Jumlah Pelanggan Kalteng Rumah Tangga : 3,4% Industri : 1,83% Bisnis : 4,3 % Publik : 6,55%
Analisis Kondisi Kelistrikan Kalimantan Tengah Konsumsi Energi Listrik
0.06%
7.89%
0.96% 0.31% 2.64%
Rumah Tangga Industri Bisnis
88.15%
Sosial Pemerintahan Penerangan Jalan
Laju Pertumbuhan Konsumsi Energi Listrik Kalteng Rumah Tangga : 5,2% Industri : 14,3% Bisnis : 6,7% Publik : 10,8%
PERBANDINGAN PEMBANGKIT DI KALIMANTAN TENGAH Perbandingan Jumlah Pembangkit Antara PLN dan Swasta di Kalimantan Tengah
18% PLN 82%
Swasta Perbandingan Daya Total Pembangkit Antara PLN dan Swasta di Kalimantan Tengah
49%
51%
PLN Swasta
NERACA DAYA KALIMANTAN TENGAH Produksi Energi (GWh)
Rasion Elektrifikasi (%)
Tahun
BebanPuncak (MW)
2004
43.42
372.58
33.25
2005
45.23
458.28
33.21
2006
46.92
422.45
43.28
2007
53.16
448.36
42.75
2008
55.36
452.86
45.22
58.361
476.098
49.59
2009
BAGIAN-BAGIAN PENTING PLTU 1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Boiler (KetelUap) Memanaskan air bersuhu rendah dan bertekanan rendah menjadi uap bertekanan yang sesuai dengan yang diperlukan. Komponen boiler terdiri atas: Main Drum, Superheater, Reheater, dan Economizer. Superheater Berfungsi untuk menaikkan temperatur uap jenuh menjadi uap panas lanjut dengan memanfaatkan gas panas hasil pembakaran. Reheater Berfungsi untuk memanaskan kembali uap yang keluar dari turbin uap dengan memanfaatkan gas hasil pembakaran yang temperaturnya relatif masih tinggi. Pemanasan ini bertujuan untuk menaikkan efisiensi sistem secara keseluruhan . Economizer Berfungsi untuk memanaskan air pengisi sebelum masuk ke main drum agar perbedaan temperatur antara air pengisi dan air yang ada dalam boiler tidak terlalu tinggi. Berfungsi juga untuk meningkatkan efisiensi dari boiler dan proses pembentukan uap lebih cepat. Condensor (Pendingin) Untuk mengkondensasikan uap bekas proses dengan air pendingin yang digunakan kembali sebagai air pengisi ketel uap Turbin Uap Untuk merubah energi panas dari uap air boiler yang bertemperatur tinggi dan bertekanan tinggi menjadi energi mekanik rotasi untuk memutar poros Generator. Generator Untuk merubah energi mekanis rotasi menjadi energi listrik
SKEMA CARA KERJA PLTU
Analisa Teknis Pembangkit •
•
Boiler Kalori yang masuk boiler = fuel supply x heating value = 35.000 x 4200= 147.000.000 kkal/jam = 170,96 MW Efisiensi boiler = 85% Kalori keluar boiler = kalori masuk boiler x efisiensi = 147.000.000 x 85 % = 124.950.000 kkal/jam = 145,32 MW Turbin Efisiensi thermodinamika = 50% Kalori masuk turbin = kalori keluar boiler x efisiensi thermodinamika = 124.950.000 x 50% = 62.475.000 kkal/jam = 72,66 MW Efisiensi turbin = 85% Kalori keluar turbin = Kalori masuk turbin x efisiensi turbin = 62.475.000 x 85% = 53.103.750 kkal/jam = 61,76 MW
Generator Kalori masuk generator = Kalori keluar turbin Efisiensi generator = 90% Kalori keluar generator = Kalori masuk generator x efisiensi generator = 53.103.750 x 90% =47.793.375 kkal/jam = 55,58 MW Transformator Transformator yang digunakan adalah transformator 3 fasa 200 MVA, 10.5 kV/150 kV.
PETA KETERSEDIAAN BATUBARA NASIONAL
ANALISA KETERSEDIAAN BATUBARA UNTUK PLTU No
Perhitungan
1 2 3 4
Energi listrik per tahun (KWh/tahun) Kebutuhan bahan bakar per tahun (kg) Kebutuhan energi kalor (Kcal/tahun) Kebutuhan batubara untuk produksi 1 kwh (kg/kWh)
5 6
Kebutuhan bahan bakar selama 25 tahun (kg) Prosentase pemakaian bahan bakar dari cadangan bahan bakar yang tersedia (%)
PLTU Batu bara 840.960.000 613.200.000 2.575.440.000.000 0,73 15.330.000.000 82,2295
Dapat disimpulkan bahwa ketersediaan batubara di Kalimantan Tengah untuk PLTU Pulang Pisau 2x60 MW cukup untuk masa operasi 25 tahun
Data Input Energi Terjual per sektor Pelanggan Kalimantan Tengah (GWh)
Tahun
Rumah Tangga
Industri
Bisnis
Publik
Jumlah
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
190,55 204,02 203,23 211,16 254,67 239,63 257,49 284,19 307,73 311,35
14,76 14,28 14,61 17,17 47,19 21,05 20,58 24,96 20,61 89,14
43,32 42,29 43,71 48,08 65,82 58,67 66,99 79,86 91,47 27,29
21,76 23,17 24,09 25,42 65,28 30,94 34,49 40,85 43,83 48,41
270,40 283,77 285,64 301,83 402,36 350,29 379,55 429,86 463,64 476,19
Proyeksi Konsumsi Energi Listrik Kalimantan Tengah dengan Metode Regresi Linier Berganda (GWh) Tahun Rumah Tangga Bisnis 2010 2011 2012 2013 2014 2015 … … … 2030 2031 2032 2033 2034 2035
325,9 340,46 355,01 369,56 384,12 398,67 … … … 616,97 631,52 646,07 660,62 675,18 689,73
94,88 100,63 106,37 112,12 117,86 123,61 … … … 209,77 215,51 221,26 227 232,75 238,49
Industri Publik Total (GWh) 28,39 29,49 30,58 31,68 32,78 33,87 … … … 50,31 51,41 52,5 53,6 54,7 55,79
51,21 54 56,79 59,6 62,39 65,19 … … … 107,14 109,94 112,74 115,53 118,33 121,13
500,38 524,58 548,75 572,96 597,15 621,34 … … … 984,19 1008,38 1032,57 1056,76 1080,95 1105,14
Didapat laju pertumbuhan rata-rata konsumsi energi sebesar 2,24 % per tahun
Proyeksi Konsumsi Energi Listrik Kalimantan Tengah dengan Metode DKL 3.01 (GWh) Tahun Rumah Tangga Bisnis Industri Publik 2010 2011 2012 2013 2014 2015 … … … 2030 2031 2032 2033 2034 2035
396,44 429,79 464,37 500,26 537,31 575,58 … … … 1208,25 1249,61 1290,97 1332,33 1373,69 1415,04
89,19 94,93 100,68 106,43 112,18 117,93 … … … 202,55 208,14 213,73 219,31 224,90 230,49
27,29 28,39 29,49 30,59 31,69 32,79 … … … 50,33 51,53 52,74 53,94 55,15 56,36
53,53 56,62 59,71 62,79 65,89 68,98 … … … 115,76 118,89 122,03 125,16 128,29 131,42
Total (GWh) 566,45 609,74 654,26 700,07 747,08 795,28 … … … 1576,89 1628,18 1679,46 1730,75 1782,03 1833,32
Didapat laju pertumbuhan rata-rata konsumsi energi sebesar 2,88 % per tahun
Perbandingan Proyeksi Konsumsi Energi Listrik Antara Regresi Linier Berganda dan DKL 3.01 Tahun 2010 2011 2012 2013 2014 2015 … … … 2030 2031 2032 2033 2034 2035
Regresi DKL Linear 500,38 566,45 524,58 609,74 548,75 654,26 572,96 700,07 597,15 747,08 621,34 795,28 … … … … … … 984,19 1576,89 1008,38 1628,18 1032,57 1679,46 1056,76 1730,75 1080,95 1782,03 1105,14 1833,32
NERACA DAYA KALIMANTAN TENGAH SETELAH PLTU PULANG PISAU BEROPERASI Tahun 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
Daya Mampu (MW)
Beban Puncak (MW)
60,72 60,72 180.72 180.72 180.72 180.72 180.72 180.72 180.72 180.72 180.72 180.72 180.72 180.72 180.72 180.72 180.72 180.72 180.72 180.72 180.72 180.72 180.72 180.72 180.72 180.72
Daya Mampu Reverse Margin = Beban Puncak
52,09 52,88 53,68 54,47 55,27 56,07 56,86 57,66 58,46 59,25 60,05 60,84 61,64 62,44 63,23 64,03 64,83 65,62 66,42 67,21 68,01 68,81 69,60 70,39 71,19 71,99
Selisih Reserve Margin (MW) 8,63 7,84 127,04 126,25 125,45 124,65 123,86 123,06 122,26 121,47 120,67 119,88 119,08 118,28 117,49 116,69 115,89 115,1 114,3 113,51 112,71 111,91 111,12 110,33 109,53 108,73
1,165675 1,14826 3,366617 3,31779 3,269767 3,223114 3,178333 3,134235 3,091345 3,050127 3,009492 2,970414 2,931862 2,894299 2,858137 2,822427 2,787598 2,754038 2,720867 2,688886 2,657256 2,626362 2,596552 2,56741 2,538559 2,510349
Keterangan defisit defisit surplus surplus surplus surplus surplus surplus surplus surplus surplus surplus surplus surplus surplus surplus surplus surplus surplus surplus surplus surplus surplus surplus surplus surplus
Reserve Margin < 1,2 termasuk defisit Reverse Margin > 1,2 termasuk surplus
LOKASI PEMBANGUNAN PLTU PULANG PISAU 2x60 MW Lokasi proyek yang telah ditentukan: Desa Buntoi, Kecamatan Kahayan Hilir, Kabupaten Pulang Pisau, Kalimantan Tengah.
Situs pembangunan PLTU ini berada pada kisaran 114o16’ 27’’ BT dan 4o 11’ 18’’ LS. Berada di dekat sungai Kahayan, yang nantinya akan digunakan sebagai penyedia air untuk proyek pembangunan dan sebagai sumber air untuk pendinginan PLTU Pulang Pisau
BIAYA PEMBANGKITAN PLTU PULANG PISAU 2x60 MW Perhitungan Biaya Pembangkitan (US$ / kW) Umur Operasi (Tahun) Kapasitas (MW) Biaya Bahan Bakar (US$ / kWh) Biaya O & M (US$ / kWh) Biaya Modal (US$ / kWh) Biaya Total (US$ / kWh) Investasi (jutaUS$)
SukuBunga 6% 9% 12 % 625 625 625 25 25 25 120 120 120 0,06163 0,06163 0,06163 0,0012842 0,0012842 0,0012842 0,0069742 0,0090788 0,0011371 0,0367784 0,038883 0,0411752 75 75 75
Dengan asumsi 1 US$=Rp. 9.200,- maka didapat variasi Biaya Pokok Produksi sebesar Rp. 338,36/kWh, Rp. 357,72/kWh atau 378,81/kWh (berdasarkan nilai suku bunga yang digunakan)
ANALISA INVESTASI (1) Merupakan suatu gambaran nilai ongkos total atau pendapatan total proyek dilihat dengan nilai sekarang ( awal proyek). Jika nilai NPV positif, maka investasi layak dilaksanakan tetapi jika nilai NPV bernilai negatif, investasi tidak layak dilaksanakan. HargaListrik (US$/kWh)
Net Present Value (US$) i = 6%
i=9%
i = 12 %
0,06
78.014.305,26
13.626.758,99
-29.566.104,81
0,07
180.142.071,61
92.100.526,17
33.093.674,73
ANALISA INVESTASI (2)
Merupakan suatu indikator yang menggambarkan kecepatan pengembalian modal dari suatu proyek. Proyek layak diterima apabila IRR lebih besar dari suku bunga yang berlaku dan tidak layak dilaksanakan apabila nilai IRR lebih kecil atau sama dengan suku bunga. Internal Rate of Return (%)
Harga Listrik (US$/kWh)
i = 6%
i=9%
i = 12 %
0,06
16%
11%
6%
0,07
27%
23%
18%
ANALISA INVESTASI (3) Merupakan nilai perbandingan antara keuntungan pada tahun t dengan biaya investasi. BCR menunjukkan persentase pertumbuhan keuntungan selama setahun, yang dapat dicari berdasarkan keuntungan pada tahun tersebut.
Benefit Cost Ratio (%)
Harga Listrik (US$/kWh)
i = 6%
i=9%
i = 12 %
0,06
7,528
5,519
3,448
0,07
12,553
10,405
8,204
ANALISA INVESTASI (4) Merupakan hasil perbandingan antara biaya investasi dengan pendapatan bersih tiap tahun. Payback periode menunjukkan lama waktu yang dibutuhkan agar nilaiinvestasi yang dinvestasikan dapat kembali dengan utuh. Payback Periode( tahun) Suku Bunga 12% SukuBunga 6% Suku Bunga 9% Harga jual Harga jual Harga jual Harga jual Harga jual Harga jual US$ US$ US$ US$ US$ US$ 0,07/kWh 0,06/kWh 0,07/kWh 0,06/kWh 0,07/kWh 0,06/kWh
13
8
17
9
26
11
Daya Beli Masyarakat Harga Jual Listrik Rata-rata per sektor
Daya Beli Masyarakat Kalimantan Tengah untuk biaya kebutuhan Listrik yaitu sebesar Rp 470,44 / kWh
BPP KALIMANTAN TENGAH SEBELUM PLTU PULANG PISAU BEROPERASI
Pembangkit di Kalimantan Tengah Kapasitas (MW) BPP (Rp/kWh)
PLTD
Total
60,72
60,72
2.610
SESUDAH PLTU PULANG PISAU BEROPERASI
Pembangkit Di Kalimantan Tengah
PLTD
PLTU
Total
Kapasitas (MW)
60,72
120
180,72
BPP (Rp/kWh)
2.610
338,36
Analisis Lingkungan Tahap Pra Konstruksi • Kualitas udara menurun, kebisingan, kerusakan prasarana jalan, penurunan kualitas air sungai akibat kegiatan mobilisasi alat & bahan, emisi gas buang dari transportasi dan lain sebagainya. Tahap Operasi • Abrasi, sedimentasi dan gangguan lainnya akibat breakwater (dapat diatasi dengan pengerukan lumpur secara berkala). • Penurunan kualitas air sungai (dapat diatasi dengan penempatan lapisan kedap air di lapisan bawah tempat penimbunan batubara serta daerah tersebut dilengkapi dengan saluran air pengumpul). • Penanggulangan ceceran minyak dilakukan pembuatan unit penangkap minyak. • Limbah bahan air pendingin boiler yang menggangu ekosistem air (diatasi dengan pendinginan air bahang dengan prinsip heat transfer). • Kualitas udara akibat kegiatan penimbunan batubara, proses pembakaran batubara serta tiupan angin dari penimbunan batubara (dapat diatasi dengan melakuakan penyemprotan pada saat penumpahan batubara, pembuatan green barier, penerapan teknologi pengolahan udara dengan menggunakan electrostatic precipitator). • Kebisingan turbin pada saat beroperasi (dapat diatasi dengan menempatkan turbin di ruangan tertutup serta penanaman pohon disekitar lokasi turbin). • Adanya kebijakan mengenai carbon tax yang harus diterima oleh pembangkit yang menggunakan bahan bakar fosil. Kebijakan ini mengharuskan pembangkit untuk membayar sejumlah biaya ke Bank Dunia karena telah melepaskan sejumlah karbon (CO2) ke atmosfer bumi. Hasil dari carbox tax ini kemudian diberikan Bank Dunia untuk peningkatan pemakaian energi terbarukan Tahap Pasca Konstruksi • Pada tahap ini dampak yang ditimbulkannya antara lain adanya pemutusan hubungan kerja dan tanah bekas pembangkit menjadi tanah yang tandus atau gersang sehingga perlu untuk segera dilakukan pengelolaan tanah tersebut.
PENUTUP (1) •
KESIMPULAN – Pemakaian batubara total untuk PLTU selama 25 tahun masa operasi berkisar di atas 80% dari total batubara yang terdapatdi Kalimantan Tengah. – Rata-rata proyeksi pertumbuhan berdasarkan metode DKL 3.01 lebih tinggi daripada metode regresi linear berganda karena metode DKL 3.01 menggunakan persamaan berbeda untuk setiap kelompok konsumen. – Setelah selesai dibangun tahun 2012, PLTU Pulang Pisau 2x60 MW mampu mengatasi krisis listrik sampai tahun 2035. – Dari segi investasi pembangunan pembangkit ini akan sangat menguntungkan, pada harga jual energi US$ 0,06/kWh dan US$ 0,07/kWh dengan suku bunga 6%, 9%. Khusus untuk suku bunga 12%, penjualan akan menghasilkan laba jika energi listrik yang dihasilkan dijual dengan harga US$ 0,07/kWh atau di atasnya. – Dampak positifnya pembangunan PLTU: pengangguran semakin berkurang, pemadaman listrik tidak akan dirasakan kembali dan biaya pokok penyediaan listrik berkurang. – Dampak negatif pembangunan PLTU: gangguan kamtibnas saat proses ganti rugi terjadi, polusi udara semakin meningkatdan kebisingan di sekitar area PLTU juga semakin meningkat
PENUTUP (2) • SARAN – Perlu koordinasi pemerintah-penyedia listrik nasional mengenai harga energi primer agar kebijakan yang diambil tidak memberatkan salah satu pihak. – Penting untuk dilakukan beberapa langkah efisiensi pembangkit agar biaya pokok dapat dikurangi sehingga harga jual listrik menjadi lebih murah. – Perlu dilakukan penelitian lebih lanjut tentang pemanfaatan energi terbarukan untuk pembangkit listrik sehingga didapatkan alternatif untuk diversifikasi dan mendapatkan biaya pokok penyediaan energi listrik yang lebih murah
