ITS Undergraduate 16586 2206100040 Paper

8/16/2019 ITS Undergraduate 16586 2206100040 Paper

1/8

Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS

Studi Pembangunan PLTU 2x60 MW di Kabupaten Pulang Pisau

Kalimantan Tengah Dalam Kaitannya Dengan Krisis Energi

Kalimantan Tengah

Alvin Andituahta Singarimbun – 2206 100 040

Jurusan Teknik Elektro-FTI, Institut Teknologi Sepuluh NopemberKampus ITS, Keputih - Sukolilo, Surabaya – 60111

Email : [email protected]

AbstrakSetiap tahun pertumbuhan penduduk selalu membuat

dampak pada kelistrikan.Dampak yang paling nyata ialah pertumbuhan kebutuhan energi listrik di daerah suatu

daerah. Dengan bertambahnya penduduk di suatu daerah,maka secara langsung akan menambah jumlah pelanggan

listrik di daerah tersebut dan juga juga terjadi

perkembangan di berbagai sektor, termasuk industri. Olehkarena itu pembangunan pembangkit baru juga

diperlukan demi penyediaan energi listrik yang memadai. Namun di daerah Kalimantan Tengah pertambahan penduduk tidak diimbangi dengan pertambahan jumlah

pembangkit yang ada. Keadaan umur pembangkiteksisting yang sudah tua serta adanya ketergantunganterhadap minyak bumi sebagai bahan bakar pembangkitmengakibatkan krisis energi listrik. Oleh karena itudengan dibangunnya PLTU Pulang Pisau2x60,diharapkan dapat mengatasi krisis energi listrik yang

terjadi saat ini.

Kata kunci : Kebutuhan Energi Listrik, PLTU,Kalimantan Tengah

1. PENDAHULUAN

Propinsi Kalimantan Tengah merupakan salah satu propinsi yang mengalami masalah dengan penyediaanenergi listrik.Di propinsi ini, kebutuhan energi listrik

penduduknya mencapai 170 MW tetapi keadaan pembangkit-pembangkit listriknya yang tidak memadaiuntuk memenuhi kebutuhan energi listrik tersebut.

Ketidakmampuan ini disebabkan pembangkit-pembangkityang digunakan di Kalimantan Tengah kebanyakanadalah Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD) yang

berdaya kecil dan telah menjalani proses operasi yangcukup lama sehingga tidak bisa bekerja dengan baik lagi.Hal ini menyebabkan Kalimantan Tengah mengalamikrisis energi yang ditandai dengan seringnya pemadaman

bergilir di wilayah ini.Untuk mengatasi masalah krisis energi tersebut maka

dilakukanlah sistem interkoneksi antara propinsiKalimantan Selatan dan Kalimantan Tengah.Interkoneksiini dilakukan karena propinsi Kalimantan Selatan telah

memiliki PLTU Asam-Asam yang berdaya 2x60MW.Dengan adanya PLTU Asam-Asam ini diharapakanmampu memasok energi listrik bagi kedua propinsi,

Kalimantan Tengah dan Kalimantan Selatan. Namun pada kenyataannya, sistem interkoneksi antaraKalimantan Selatan dan Kalimantan Tengah belum bisa

menuntaskan masalah krisis energi untuk wilayah

Kalimantan Tengah sendiri karena keadaan PLTU Asam-Asam yang akhir-akhir ini tidak bisa bekerja secaramaksimal.

Oleh karena itu, untuk menyelesaikan masalahmengenai energi listrik ini maka direncanakanlah

pembangunan PLTU Batubara berdaya 2x60 MW di

Kabupaten Pulang Pisau, Kalimantan Tengah.Pemilihan pembangkit berjenis PLTU ini didasarkan

atas alasan bahwa pembangkit jenis ini memiliki dayakeluaran yang besar, lebih besar daripada daya keluaranPLTD, serta keberadaan bahan bakarnya (Batubara) yang

bisa didapatkan dengan mudah di Kalimantan Tengah

karena di propinsi ini ditemukan beberapa lokasi yangmemiliki potensi batubara yang baik dan telah dilakukan

penambangan. Oleh karena itu, pembangunan PLTU

Batubara di propinsi Kalimantan Tengah ini dianggapsebagai investasi yang menguntungkan.

2. TEORI PENUNJANG

2.1 Pembangkit Listrik Tenaga Uap

Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) yang akandibangun merupakan PLTU berkapasitas 2x60 MW yangmenggunakan bahan bakar batubara. Batubara ini dibakar

untuk membangkitkan panas dan uap pada boiler . Uaptersebut kemudian dipakai untuk memutar turbin yangdikopelkan langsung dengan sebuah generator sinkron.

Setelah melewati turbin, uap yang bertekanan dan bertemperatur tinggi tadi muncul menjadi uap bertekanandan bertemperatur rendah. Panas yang disadap olehkondensor menyebabkan uap berubah menjadi air yangkemudian dipompakan kembali menuju boiler . Sisa panas

yang dibuang oleh kondensor mencapai setengah jumlah panas semula yang masuk. Hal ini menyebabkan efisiensiPLTU hanya sekitar 30%.

2.2 Metode Peramalan Kebutuhan Listrik

Peramalan kebutuhan listrik merupakan suatu cara

untuk memperhitungkan perkiraan kebutuhan listrik ditahun yang akan datang. Peramalan ini dapat dilakukandengan berbagai cara antara lain dengan metode regresi

linear berganda dan metode DKL 3.01.Metode regresi linear berganda adalah suatu metode

dengan menggunakan model matematika, di mana

terdapat suatu variabel Y yang dicari dengan

memperhatikan beberapa variabel X yang dikalikandengan koefisien-koefisiennya. Hasil-hasil dari regresi


2/8


linear berganda ini akan menghasilkan grafik lurus yang

terus naik berdasarkan sumbu mendatar.Sedangkan metode DKL 3.01 merupakan metode

yang merupakan model peramalan yang dikembangkan

oleh PLN. Metode peramalan ini digunakan untukmenyusun perkiraan dengan model sektoral yaitu metodegabungan antara kecenderungan ekonometris dan analitis.

Perkiraan kebutuhan tenaga listrik model sektoraldigunakan untuk menyusun perkiraan kebutuhan tenagalistrik pada tingkat wilayah. Pendekatan yang digunakan

dalam menghitung kebutuhan listrik adalah denganmengelompokkan pelanggan menjadi lima sektor yaitusektor rumah tangga, sektor bisnis, sektor publik, dan

sektor industri.

2.3 Aspek Ekonomi Pembangkit

Tiap pembangkit listrik mempunyai harga energilistrik yang berbeda-beda yang besarnya bervariasitergantung pada biaya pembangunan, perawatan dan

biaya operasi dari pembangkit listrik tersebut. Secara

umum harga energi yang dihasilkan suatu pembangkitlistrik dihitung dengan parameter-parameter yang

diperlukan, yaitu :1. Biaya pembangkitan per kW2. Biaya pengoperasian per kWh

3. Biaya perawatan per kWh4. Suku bunga5. Depresiasi

6. Umur operasi7. Daya yang dibangkitkan

Dengan parameter-parameter seperti yang

tesebut di atas, maka dapat dihitung harga energi listriktiap kWh yang dibangkitkan oleh suatu pembangkit

tenaga listrik.Tinjauan opsi energi dari aspek ekonomi pada pembahasan ini didasarkan atas biaya modal pembangkitan yang dikeluarkan dalam pemanfaatanenergi alternatif menjadi energi listrik, yaitu biaya

pembangkitan dan harga energi. Metode perhitunganyang digunakan adalah metoda perhitungan biaya

pembangkitan tahunan, terdiri dari tiga komponen biaya,

yaitu:1. Biaya investasi modal (capital cost)2. Biaya bahan bakar (fuel cost)3. Biaya operasi dan perawatan (O&M cost)

2.4 Analisa Investasi

Sebelum suatu proyek dilaksanakan perlu dilakukananalisa dari investasi tersebut sehingga akan diketahuikelayakan suatu proyek dilihat dari sisi ekonomi

investasi. Ada beberapa metode penilaian proyekinvestasi, yaitu:a. Net Present Value (NPV)

Jika nilai NVP positif, maka investasi layakdilaksanakan dan jika nilai NVP bernilai negativ investasitidak layak dilaksanakan.

b. Internal Rate of Return (IRR)

Proyek layak diterima apabila IRR lebih besar darisuku bunga di bank dan tidak layak dilaksanakan apabila

nilai IRR lebih kecil atau sama dengan suku bunga.

c. Benefit Cost Ratio

Benefit Cost Ratio adalah persentase pertumbuhankeuntungan selama setahun, yang dapat dicari

berdasarkan keuntungan pada tahun tersebut.

Investasi

(tahun t)BennefitBCR =

d. Payback Periode

Payback periode adalah lama waktu yang dibutuhkanagar nilai investasi yang dinvestasikan dapat kembalidengan utuh.

CIFanual

Costinvestment PP =

3. KEADAAN UMUM PROPINSI KALIMANTAN

TENGAH

3.1 Posisi Geografis Propinsi Kalimantan Tengah

Gambar 3.1 Peta Propinsi Kalimantan Tengah

Propinsi Kalimantan Tengah secara geografis terletakdi daerah khatulistiwa, yaitu 0°45 LU, 3°30 LS, 111 ° BT

dan 116° BT.Batas-batas wilayah dari propinsi Kalimantan Tengah

adalah sebagai berikut:

• Utara: Propinsi Kalimantan Timur, PropinsiKalimantan Barat

• Timur: Propinsi Kalimantan Timur, PropinsiKalimantan Selatan

• Selatan: Laut Jawa

• Barat: Propinsi Kalimantan Barat

3.2 Kabupaten Pulang Pisau

Gambar 3.2 Letak Kabupaten Pulang Pisau di

Propinsi Kalimantan TengahKabupaten Pulang Pisau adalah salah satu kabupaten di

propinsi Kalimantan Tengah. Ibu kota kabupaten ini


3/8


terletak di Pulang Pisau. Kabupaten ini memiliki luas

wilayah 8.977 km! dan berpenduduk sebanyak 111.488 jiwa (sensus 2000).Kabupaten Pulang Pisau memiliki batas-batas wilayah

sebagai berikut:

" Sebelah Utara berbatasan dengan KabupatenGunung Mas

" Sebelah Selatan berbatasan dengan laut Jawa

"

Sebelah Timur berbatasan dengan KabupatenKapuas

" Sebelah Barat berbatasan dengan KabupatenKatingan dan Kota Palangka Raya

3.3 Sosial Ekonomi di Propinsi Kalimantan Tengah

Tahun 2008 PDRB atas dasar harga berlaku yang

digunakan untuk konsumsi rumah tanggasebesar 17.079,08 milyar rupiah., meningkat 9,78%dibanding tahun lalu. Sedangkan berdasarkan harga

konstan 2000, sebesar 7.676,47 milyar rupiah ataumeningkat sebesar 0,89%.Kontribusi konsumsi rumahtangga dalam penggunaan PDRB tahun 2008 adalah

sebesar 45,90%. Kemudian disusul oleh pembentukanmodal tetap 39,27%, ekspor barang dan jasa 36,43%.

4. PERENCANAAN PEMBANGUNAN

PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA UAP (PLTU)

PULANG PISAU 2x60 MW

4.1 Kondisi Ketenagalistrikan di Kalimantan Tengah

Saat Ini

Pada umumnya sistem kelistrikan di KalimantanTengah masih belum bekerja sebagaimana yangdiharapkan.Hal ini ditunjukkan dengan masih terjadinya

pemadaman bergilir.Pemadaman bergilir ini terjadikarena kekurangan ketersediaan listrik yang disebabkan

oleh kurang pembangunan infrastruktur bidang energilistrik di wilayah kalteng.

Sistem penyaluran listrik di Kalimantan Tengah

merupakan jaringan terinterkoneksi dengan jaringanKalimantan Selatan. Walaupun terinterkoneksi, terdapat

beberapa wilayah yang memakai sistem terisolasi antara

lain Sampit, Pangkalan Bun, Buntok, Muara Teweh,Kuala Pembuang dan Kasongan. Keadaan beban puncakuntuk wilayah Kalimantan Tengah dan KalimantanSelatan (Sistem Terinterkoneksi) pada tahun 2008 adalah

sebesar 351 MW dengan produksi sebesar 1.940 GWh.Sistem Kalselteng merupakan sistem jaringan listrik yang

terbesar di wilayah Kalimantan Tengah dan Kalimantan

Selatan. Terhitung energi yang diserap berada padakisaran 80,47% dari produksi energi total.

Pembangkit-pembangkit listrik yang dimiliki PT.PLN (Persero) cabang Kalimantan Tengah sendirisemuanya berjenis PLTD dengan total daya mampu

sebesar 60,72 MW.Berikut ini merupakan tabel neracadaya untuk sistem Kalimantan Tengah.

Tabel 4.1 Neraca Daya Kalimantan Tengah

TahunDaya Mampu

(MW)Beban Puncak (MW)

2004 60,72 43,42

2005 60,72 45,23

2006 60,72 46,92

2007 60,72 53,162008 60,72 50,49

2009 60,72 51,29

Sumber: Statistik PLN)

4.2 Proyeksi Pertumbuhan Penduduk dan Pasokan

Tenaga Listrik

Dari hasil perhitungan metode regresi linear berganda,maka dapat dibuat tabel proyeksi pertumbuhan pendudukserta pertumbuhan jumlah konsumen energi listrik per

kelompok untuk tiap tahun dan juga perkembanganPDRB tiap tahun sebagai berikut.

Tabel 4.2 Proyeksi Konsumsi Energi Listrik per

Kelompok PelangganKalimantan Tengah(GWh)di

Kalimantan TengahBerdasarkan Metode Regresi

Linear Berganda

TahunRumah

TanggaBisnis Industri Publik Total

2010 325,9 94,88 28,39 51,21 500,38

2011 340,46 100,63 29,49 54 524,58

2012 355,01 106,37 30,58 56,79 548,75

2013 369,56 112,12 31,68 59,6 572,96

2014 384,12 117,86 32,78 62,39 597,15

2015 398,67 123,61 33,87 65,19 621,34

2016 413,22 129,35 34,97 67,99 645,53

2017 427,78 135,09 36,06 70,78 669,71

2018 442,33 140,84 37,16 73,58 693,91

2019 456,88 146,58 38,25 76,38 718,09

2020 471,43 152,33 39,35 79,17 742,28

2021 485,99 158,07 40,45 81,97 766,48

2022 500,54 163,81 41,54 84,77 790,66

2023 515,09 169,56 42,64 87,57 814,86

2024 529,65 175,3 43,74 90,36 839,05

2025 544,2 181,05 44,83 93,16 863,24

2026 558,75 186,79 45,93 95,96 887,43

2027 573,31 192,54 47,02 98,75 911,62

2028 587,86 198,28 48,12 101,55 935,81

2029 602,41 204,02 49,22 104,35 960

2030 616,97 209,77 50,31 107,14 984,19

2031 631,52 215,51 51,41 109,94 1008,38

2032 646,07 221,26 52,5 112,74 1032,57

2033 660,62 227 53,6 115,53 1056,76

2034 675,18 232,75 54,7 118,33 1080,95

2035 689,73 238,49 55,79 121,13 1105,14

(Sumber: Hasil Perhitungan)


4/8


Sedangkan hasil perhitungan dengan metode DKL

3.01 disajikan pada tabel 4.3.Tabel 4.3 Proyeksi Konsumsi Energi Listrik per

Kelompok Pelanggan(GWh) di Kalimantan Tengah

Berdasarkan Metode DKL 3.01

TahunRumahTangga

Bisnis Industri Publik Total

2010 396,44 89,19 27,29 53,53 566,45

2011 429,79 94,93 28,39 56,62 609,74

2012 464,37 100,68 29,49 59,71 654,26

2013 500,26 106,43 30,59 62,79 700,07

2014 537,31 112,18 31,69 65,89 747,08

2015 575,58 117,93 32,79 68,98 795,28

2016 615,16 123,68 33,88 72,08 844,79

2017 655,89 129,42 34,98 75,17 895,47

2018 697,93 135,16 36,07 78,26 947,43

2019 741,09 140,92 37,17 81,35 1000,54

2020 785,57 146,66 38,26 84,48 1054,95

2021 831,18 152,42 39,36 87,54 1110,49

2022 877,99 158,15 40,46 90,63 1167,24

2023 926,02 163,9 41,55 93,73 1225,20

2024 975,39 169,65 42,65 96,82 1284,52

2025 1025,97 175,39 43,75 99,91 1345,03

2026 1042,82 180,19 45,50 103,24 1371,76

2027 1084,18 185,78 46,71 106,37 1423,04

2028 1125,54 191,37 47,91 109,50 1474,33

2029 1166,89 196,96 49,12 112,63 1525,61

2030 1208,25 202,55 50,33 115,76 1576,89

2031 1249,61 208,14 51,53 118,89 1628,18

2032 1290,97 213,73 52,74 122,03 1679,46

2033 1332,33 219,31 53,94 125,16 1730,75

2034 1373,69 224,90 55,15 128,29 1782,03

2035 1415,04 230,49 56,36 131,42 1833,32

(Sumber: Hasil Perhitungan)Dengan melihat hasil proyeksi menurut metode

regresi linear berganda dan metode DKL 3.01, dapatdilihat bahwa pertumbuhan total konsumsi energi listrikdengan menggunakan metode regresi linear berganda

sebesar 2,24 %, sedangkan dengan menggunakan metodeDKL 3.01 pertumbuhan total konsumsi energi listrik

adalah 2,88 %. Sedangkan total konsumsi energi listrik pada tahun 2035 dengan menggunakan metode regresi

sebesar 1105,14 Gwh dan dengan metode DKL sebesar

1833,32 Gwh, sehingga selisihnya sebesar 728,18 Gwh.

4.3 Pengaruh PLTU Pulang Pisau 2x60 MW

Terhadap Kelistrikan Kalimantan Tengah

Proyek PLTU Pulang Pisau 2x60 MW diperkirakanselesai pada tahun 2012, maka dengan mengasumsikan

pada tahun 2012 PLTU Pulang Pisau mulai memasokdaya ke kelistrikan Kalimantan Tengah yang secaraotomatis akan memperngaruhi neraca daya Kalimantan

Tengah. Pengaruh tersebut ditunjukkan pada tabel 4.4 berikut.

Tabel 4.4 Proyeksi Neraca Daya Kalimantan Tengah

Setelah PLTU Beroperasi

Tahu

n

Daya

Mampu

(MW)

Beban

Puncak

(MW)

Selisih

(MW)

Reserve

Margin

Keterang

an

2010 60,72 52,09 8,63 1,165675 defisit

2011 60,72 52,88 7,84 1,14826 defisit

2012 180.72 53,68 127,04 3,366617 surplus

2013 180.72 54,47 126,25 3,31779 surplus

2014 180.72 55,27 125,45 3,269767 surplus

2015 180.72 56,07 124,65 3,223114 surplus

2016 180.72 56,86 123,86 3,178333 surplus

2017 180.72 57,66 123,06 3,134235 surplus

2018 180.72 58,46 122,26 3,091345 surplus

2019 180.72 59,25 121,47 3,050127 surplus

2020 180.72 60,05 120,67 3,009492 surplus

2021 180.72 60,84 119,88 2,970414 surplus

2022 180.72 61,64 119,08 2,931862 surplus

2023 180.72 62,44 118,28 2,894299 surplus

2024 180.72 63,23 117,49 2,858137 surplus

2025 180.72 64,03 116,69 2,822427 surplus

2026 180.72 64,83 115,89 2,787598 surplus

2027 180.72 65,62 115,1 2,754038 surplus

2028 180.72 66,42 114,3 2,720867 surplus

2029 180.72 67,21 113,51 2,688886 surplus

2030 180.72 68,01 112,71 2,657256 surplus

2031 180.72 68,81 111,91 2,626362 surplus

2032 180.72 69,60 111,12 2,596552 surplus

2033 180.72 70,39 110,33 2,56741 surplus

2034 180.72 71,19 109,53 2,538559 surplus

2035 180.72 71,99 108,73 2,510349 surplus


5/8


Dengan merujuk pada tabel di atas, kriteria defisit atau

surplus energi menurut PT. PLN (Persero) dijelaskandengan reverse margin yang dirumuskan sebagai berikut:

Puncak Beban

MampuDaya MarginReverse =

Dimana:Reserve Margin < 1,2 termasuk defisit

Reverse Margin > 1,2 termasuk surplus

4.4 Perencanaan Pembangunan PLTU Pulang Pisau

4.4.1 Lokasi Pembangunan PLTU Pulang Pisau

Lokasi proyek pembangunan PLTU Pulang Pisau ini berada di Desa Buntoi, Kecamatan Kahayan Hilir,

Kabupaten Pulang Pisau, Kalimantan Tengah. Situs berada pada sekitar titik astronomi 114

o 16’ 27’’ BT dan

4o 11’ 18’’ LS. Letak proyek ini dapat dicapai melalui

jalan darat maupun air, dalam hal ini sungai KahayanKetinggian topografi adalah 2 m di atas permukaan laut(dpl). Kebutuhan air secara teknis akan diambil dari

Sungai Kahayan yang panjangnya mencapai 600 km dan

melewati situs pembangunan PLTU.

Gambar 3.3 Letak Proyek PLTU Pulang Pisau 2x60

MW

PLTU Pulang Pisau dibangkitkan dengan menggunakan

bahan bakar batubara yang kebutuhannya akan dipasoksecara utama dari Kalimantan Tengah sendiri (dariwilayah Kutai Atas, antara Kalimantan Tengah danKalimantan Timur). Karena mudahnya jangkauan jarakantara situs PLTU dan wilayah produksi batubara maka

batubara ditransportasikan melalui jalur darat.

4.4.2 Analisa Teknis Bagian PLTU Pulang Pisau

a. Boiler

Kalori yang masuk boiler = fuel supply x heating

value

= 35.000 x 4200= 147.000.000 kkal/jam

Efisiensi boiler = 85%

Kalori keluar boiler = kalori masuk boiler x efisiensi= 147.000.000 x 85 %

= 124.950.000 kkal/jam

b. Turbin

Efisiensi thermodinamika = 50%Kalori masuk turbin = kalori keluar boiler xefisiensi thermodinamika

= 124.950.000 x 50%= 62.475.000 kkal/jamEfisiensi turbin = 85%

Kalori keluar turbin = Kalori masuk turbin xefisiensi turbin= 62.475.000 x 85%

= 53.103.750 kkal/jam

c.

Generator

Kalori masuk generator = Kalori keluar turbinEfisiensi generator = 90%

Kalori masuk generator = Kalori masuk generator xefisiensi generator= 53.103.750 x 90%

= 47.793.375 kkal/jam

d. Transformator

Transformator yang digunakan adalah transformator3 fasa dengan tegangan primer 10.5 kV dantegangan sekunder 150 kV.

4.4.3 Analisa Ketersediaan Batubara Propinsi

Kalimantan Tengah

Secara umum, kondisi kekayaan alam propinsi

Kalimantan Tengah cukup melimpah, terutama mengenaikekayaan bahan tambang batubara.Hanya saja potensi

batubara ini belum dimanfaatkan secara sempurna untukkebutuhan di dalam propinsi Kalimantan Tengah

sendiri.Hal ini menjadi salah satu alasan mengapa pentingnya dibangun PLTU di propinsi ini.Data

mengenai ketersediaan batubara di Kalimantan Tengahdisajikan pada tabel 4.4.

Tabel 4.4 Penyebaran Batu bara di Kalimantan

Tengah

PLTU Pulang Pisau yang akan dibangun memilikikapasitas 2x60 MW dengan faktor kapasitas sebesar 0,8.Pembangkit ini menggunakan bahan bakar batu bara

berkalori rendah 4.200 Kcal/kg dengan konsumsi batubara rata-rata 613.200 ton/tahun. Sehinggadidapatkan hasil perhitungan pada tabel 4.5.

Tabel 4.5 Pemakaian Bahan Bakar PLTU Pulang

Pisau 2x60 MW

No Perhitungan PLTU Batu bara

1 Energi listrik per tahun(KWh/tahun)

840.960.000

2 Kebutuhan bahan bakar per tahun 613.200.000

H YP OT HE TI C I NF ER RE D I ND IC AT ED M EA SU RE D T OT AL

1 3 4 5 6 7 8

1 KAWANAI - 25.00 - - 25.00

2 SUALANG - - - -

3 S. MONTALAT, JL. HPH PT SURYA 40.00 - - - 40.00

4 LAHAI/BARITO UTARA - 18,642,000.00 - - 18,642,000.00

5 BUNTOK, S. BERAKAR (BATUAH), S. TAKUAN (PURI) 50.00 - - - 50.00

6 PURUKCAU, TANJUNG BANA, TUHUP, S. LAUNG, TAHUJUAN, S. 110.00 - - - 110.00

7 PETAK BAHANDANG, KA. KURUN, TB. TABIRAH 22.54 - - - 22.54

8 S. SUKOI 60.00 - - - 60.00

9 S. HANGAI, S. ANAN 7.90 - - - 7.90

10 S. SANTILIK, S. PEMATANG 12.40 - - - 12.40

11 PENDAHARA 1.10 - - - 1.10

12 BEKANON 13.40 - - - 13.40

13 RIAM DURIAN, PANGKALANBUN - 33.52 - - 33.52

14 J ELUTUNG, S. LEMO, S. JULOI 13.55 25.00 - - 38.55

15 SAMPIRANG, MUARA DAN - 500.00 - - 500.00

16 ABANG, LAMPUNUT 26.00 - - - 26.00OTAL 356.89 18642583.52 18,642,940.41

NO LOCATIONRESOURCES (TON)


6/8


(kg)

3 Kebutuhan energi kalor (kkal/thn) 2.575.440.000.000

No Perhitungan PLTU Batu bara

4 Kebutuhan batubara untuk produksi 1 kwh (kg/kWh)

0,73

5 Kebutuhan bahan bakar selama 25tahun (kg)

15.330.000.000

6 Prosentase pemakaian bahan bakardari cadangan bahan bakar yangtersedia (%)

82,2295

(Sumber: Hasil Perhitungan)

4.5Analisa Harga Energi

Hasil perhitungan yang telah dilakukan mengenai biaya pembangkitan energi listrik oleh PLTU Pulang

Pisau disajikan pada tabel 4.6.Harga pembangkitan energilistrik ini dibedakan berdasarkan harga-harga suku bunga

yang berlaku di Indonesia.

Tabel 4.6 Biaya Pembangkitan Energi Listrik

PerhitunganSuku Bunga

6% 9 % 12 %

Biaya Pembangkitan(US$ / kW)

625 625 625

Umur Operasi (Tahun) 25 25 25

Kapasitas (MW) 120 120 120

Biaya Bahan Bakar(US$ / kWh)

0,06163 0,06163 0,06163

Biaya O & M (US$ /kWh)

0,0012842 0,0012842 0,0012842

Biaya Modal (US$ /kWh)

0,0069742 0,0090788 0,011371

Biaya Total (US$ /kWh)

0,0367784 0,038883 0,0411752

Investasi (jutaUS$) 75 75 75

(sumber: hasil perhitungan)

Dari hasil perhitungan NPV dan IRR, didapat harga jual

0,06 US$/kWh dan 0,07 US$/kWh yang layak untuk pembangkit. Dengan memperhatikan nilai suku bungaterendah dan harga jual terendah, maka dipilih suku

bunga 6% dan harga jual 0,06 US$/kWh.

Hal yang memiliki andil sangat besar dalammenentukan harga jual listrik adalah tingkat konsumsienergi listrik masyarakat. Biaya pembangkitan totaldengan tingkat suku bunga (i) akan menjadi acuan untuk

menentukan harga jual listrik.Besarnya biaya pembangkitan total akan dibandingkan dengan hargaenergi listrik yang dapat dikonsumsi masyarakat.Untuk

mengetahui seberapa besar daya beli energi listrikmasyarakat Kalimantan Tengah, digunakan datakelistrikan dan kependudukan Propinsi Kalimantan

Tengah sebagai acuan dalam analisis.

Pengeluaran per kapita = Rp 624.790,00/kapitaDiasumsikan 1 rumah tangga ada 4 anggota keluarga

sehingga didapat :

Pengeluaran Rumah Tangga

= 4 x Rp 624.790,00/kapita= Rp 2.499.160,00

Sedangkan pengeluaran rumah tangga untuk konsumsi

energi listrik rata-rata adalah 10%.Maka pengeluaranrumah tangga untuk energi listrik adalah Rp. 249.916,00.Dengan sambungan daya pelanggan pada 900 VA maka

dengan power factor 0,8 didapat sambungan daya dalamwatt adalah :

900 VA x 0,8 = 0,72 kW

Dengan faktor beban 96,10 %, maka konsumsi listrikdalam 1 bulan didapat :kWh/bulan = 0,72 kW x 30(hari) x 24 (jam) x Load Factor

kWh/bulan = 0,72 kW x 30(hari) x 24(jam) x 0,9610kWh/bulan = 498,18 kWh/bulan

Dengan biaya beban sebesar Rp. 20.000 (sesuai

Peraturan Mentri ESDM No: 07 tahun 2010 mengenaiTarif Dasar Listrik) dan tarif TDL rumah tangga untukwilayah Propinsi Kalimantan Tengah adalah 605seperti

pada tabel di bawah :

Tabel 4.7Harga Jual Listrik Rata-rata per Sektor di

Kalimantan Tengah

(Sumber: Statistik PLN)Maka didapat biaya sebesar = 498,18kWh x Rp. 605

= Rp. 301.398,90Dengan penjumlahan biaya beban sebesar Rp. 20.000didapat total biaya sebesar Rp. 321.398,90. Maka daya

beli listrik rumah tangga diperoleh dari perbandinganantara total biaya energi listrik dengan pengeluaran untukenergi listrik, kemudian dikalikan dengan rata-rata tarif

dasar listrik di Propinsi Kalimantan Tengah, maka:

kWh/470,44Rp.605Rp.321.398,90Rp.

249.916,00Rp.=!

Dengan harga pembangkitan total pada suku bunga:- i = 6 % sebesar Rp. 338,36/kWh

- i = 9% sebesar Rp. 357,72/kWh ataupun,- i = 12% sebesar Rp. 378,81/kWh

Sehingga menunjukkan bahwa harga jual listrik PLTUPulang Pisau masih di bawah daya beli masyarakat.

4.6 Analisa Investasi Pembangkit

4.6.1 Net Present Value (NPV)

Metode ini menghitung jumlah nilai sekarang denganmenggunakan Discount Rate tertentu dan kemudian

membandingkannya dengan investasi awal dan selisihnyadisebut NPV. Apabila NPV tersebut positif, maka usulan

investasi tersebut diterima dan apabila negatif makausulan investasi tersebut ditolak. Berikut ini adalah hasil

perhitungan NPV berdasarkan suku bunga 6%, 9% dan


7/8


12% serta harga jual energi US$ 0,06/kWh dan US$

0,07/kWh.

Tabel 4.8 Net Present Value PembangkitSuku

Bunga

Harga Jual

(US$/kWh)

NPV (US$)

6%0,06 78.014.305,26

0,07 180.142.071,61

9% 0,06 13.626.758,990,07 92.100.526,17

12%0,06 -29.566.104,81

0,07 33.093.674,73

4.6.2 Internal Rate of Return (IRR)

Suatu proyek investasi dianggap layak jika IRR lebihtinggi atau sama dengan biaya modal/tingkat suku bunga.

Sebaliknya, jika IRR lebih rendah dari biayamodal/tingkat suku bunga maka proyek tersebut tidaklayak dibangun.Berikut ini adalah hasil perhitungan IRR

berdasarkan suku bunga 6%, 9% dan 12% serta harga jualenergi US$ 0,06/kWh dan US$ 0,07/kWh.

Tabel 4.9 Internal Rate of Return Pembangkit

Harga Listrik

(US$/kWh)

Internal Rate of Return (%)

i = 6% i = 9 % i = 12 %

0,06 16 11 6

0,07 27 23 18

4.6.3 Benefit Cost Ratio(BCR)

Benefit Cost Ratio merupakan persentase pertumbuhan keuntungan selama setahun, yang dapatdicari berdasarkan keuntungan pada tahun tersebut.

Berikut ini adalah hasil perhitungan BCR berdasarkansuku bunga 6%, 9% dan 12% serta harga jual energi US$0,06/kWh dan US$ 0,07/kWh pada tahun pertama.

Tabel 4.10 Benefit Cost Ratio Pembangkit

Harga Listrik

(US$/kWh)

Benefit Cost Ratio (%)

i = 6% i = 9 % i = 12 %

0,06 7,528 5,519 3,448

0,07 12,553 10,405 8,204

4.6.4 Payback Periode

Payback Periode menunjukkan lama waktu yangdibutuhkan agar nilai investasi dapat kembali denganutuh. Berikut ini adalah hasil perhitungan payback

periode berdasarkan suku bunga 6%, 9% dan 12% sertaharga jual energi US$ 0,06/kWh dan US$ 0,07/kWh.

Tabel 4.11 Payback Periode Pembangkit

Suku

Bunga

Harga Jual

(US$/kWh)

Payback Periode

(tahun)

6%0,06 13

0,07 8

9%0,06 17

0,07 9

12%0,06 26

0,07 11

4.7 Analisa Pembangunan PLTU Pulang Pisau

Berdasarkan Aspek Lingkungan

Pembangunan PLTU Pulang Pisau 2x60 MW KabupatenPulang Pisau diperkirakan akan menimbulkan dampak

positif maupun beberapa dampak terhadap komponenlingkungan pada setiap kegiatan, yaitu:

a) Tahap Pra Konstruksi

Kegiatan pembebasan lahan dapat menimbulkan

dampak penting berupa keresahan sosial yangmenjurus pada gangguan kamtibmas apabila tidakdiperoleh kesesuaian ganti rugi lahan.

b) Tahap Konstruksi

Kegiatan pembangunan PLTU Pulang Pisau 2x60

MW dapat menimbulkan dampak penting terhadapkomponen lingkungan seperti berikut: Kualitasudara menurun, kebisingan, kerusakan prasarana

jalan, penurunan kualitas air sungai akibat kegiatanmobilisasi alat & bahan, emisi gas buang daritransportasi dan lain sebagainya.

c) Tahap Operasi

Kegiatan PLTU Pulang Pisau 2 x 60 MW selama

beroperasi diperkirakan menimbulkan dampakseperti berikut:

• Abrasi, sedimentasi dan gangguan lainnya.Abrasi dan sedimentasi dapat diatasi dengan

pengerukan lumpur secara berkala.Pemberdayaan kelompok nelayan perludilakukan seperti pemberian hibah berbentuk

bantuan bahan pokok dengan subsidi (raskin)kemudian berlanjut pada program pemberdayaandengan tujuan agar mereka bisa hidup mandiri

serta memperbaiki fasilitas nelayan.

• Penurunan kualitas air sungai. Lapisan bawah

tempat penimbunan batubara dibuat kedap airserta daerah tersebut dilengkapi dengan saluranair pengumpul. Penanggulangan ceceran minyakdilakukan pembuatan unit penangkap minyak.Limbah bahan air pendingin boiler diatasi

dengan pendinginan air bahang dengan prinsipheat transfer .

• Kualitas udara akibat kegiatan penimbunan

batubara, proses pembakaran batubara sertatiupan angin dari penimbunan batubara. Untuk

mengurangi penurunan kualitas udarahendaknya dilakukan penyemprotan pada saat

penumpahan batubara, pembuatan green barier,

penerapan teknologi pengolahan udara denganmenggunakan electrostatic precipitator .

• Untuk menghindari kebisingan, turbin diletakandi ruangan tertutup serta penanaman pohondisekitar lokasi turbin.

• Adanya kebijakan mengenai carbon tax yang

harus diterima oleh pembangkit yangmenggunakan bahan bakar fosil. Carbon tax

atau dalam bahasa Indonesia disebut dengan pajak karbon ini mengharuskan pembangkituntuk membayar sejumlah biaya yang dianggap


8/8


sebagai denda karena telah melepaskan sejumlah

karbon (CO2) ke atmosfer bumi dan pajak inidihitung berdasarkan banyaknya lepasan CO2 tersebut.

d) Tahap Pasca Operasi

Pada tahap ini dampak yang ditimbulkannya antara

lain adanya pemutusan hubungan kerja dan tanah

bekas pembangkit menjadi tanah yang tandus ataugersang sehingga perlu untuk segera dilakukan

pengelolaan tanah tersebut.

5. PENUTUP

5.1 Kesimpulan

Berdasarkan hasil perhitungan dan analisa yang telahdilakukan dapat diambil beberapa kesimpulan antara lain:

1. Pemakaian total untuk PLTU berkisar di atas 80%dari total batubara yang terdapat di KalimantanTengah. Dengan potensi batubara yang ada ini, maka

dapat dipastikan realisasi pembangunan PLTUPulang Pisau 2 x 60 MW tidak akan mengalamikesulitan dalam hal penyediaan batubara selama 25

tahun operasinya.

2. Dari hasil peramalan dengan metode regresi linear berganda dan metode DKL 3.01, didapatkesimpulan bahwa rata-rata hasil perhitungan DKL

3.01 lebih tinggi daripada regresi linear berganda.Hal ini dikarenakan metode DKL 3.01menggunakan persaaan yang berbeda untuk setiapkelompok konsumen.

3. Setelah selesai dibangun tahun 2010,PLTU Pulang

Pisau 2x60 MW mampu mengatasi krisis listriksampai tahun 2035.

4. Dari segi investasi pembangunan pembangkit iniakan sangat menguntungkan, pada harga jual energi

US$ 0,06/kWh dan US$ 0,07/kWh dan pada suku bunga 6%, 9% dan 12%. Khusus untuk suku bunga12%, penjualan akan menghasilkan laba jika dijualdengan harga US$ 0,07/kWh atau di atasnya.

5. Dari segi lingkungan pembangunan PLTU ini akan

berdampak positif dan negatif. Dampak positifnyaantara lain: pengangguran semakin berkurang,karena penduduk setempat banyak yang bekerja di

PLTU tersebut, selain itu pemadaman listrik tidakakan dirasakan kembali. Namun dampak negatifyang terjadi antara lain: gangguan kamtibnas saat

proses ganti rugi terjadi, polusi udara semakinmeningkat, kebisingan di sekitar area PLTU jugasemakin meningkat.

5.2 Saran

1. Diperlukan koordinasi antara pemerintahan dengan penyedia listrik nasional mengenai harga energi

primer, sehingga kebijakan yang diambil tidakmemberatkan salah satu pihak.

2. Penting untuk dilakukan beberapa langkah efisiensi

pembangkit agar biaya pokok dapat dikurangisehingga harga jual listrik menjadi lebih murah.

3. Perlu dilakukan penelitian lebih lanjut tentang

pemanfaatan energi terbarukan untuk pembangkitlistrik sehingga didapatkan alternatif untukdiversifikasi dan mendapatkan harga energi yang

lebih kompetitif untuk jangka panjang

DAFTAR PUSTAKA

[1]. Marsudi, Djiteng., ”Pembangkitan Energi Listrik.Jakarta: Erlangga”. 2005

[2]. Abdul Kadir, “Energi”, Jakarta: UI Press, 1982

[3]. Abdul Kadir, “Energi: Sumber Daya, Inovasi, TenagaListrik dan Potensi Ekonomi”. Jakarta: PenerbitUniversitas Indonesia

[4]. Djoko Santoso, M. “Diktat Kuliah PembangkitTenaga Listrik”. Surabaya: Institut Teknologi Sepuluh

Nopember. 2006

[5]. Aris Munandar, “Teknik Tenaga Listrik”, jilid 2Pradya Pratama, 1982

[6]. M. Rashid, Power Electronics Handbook, Academic

Press, 2001[7]. J Supratno,”Statistik Teori dan Aplikasi”, Jakarta:

Erlangga.

[8]. Berrie, T.W.,Electrycity Economics and Planning,Peter Peregrinus Ltd. IEEE Power Series 16, 1992.

[9]. Mahmudsyah Syarifuddin. Ir. M.Eng., “Kenaikan

Harga BBM dan Problematikanya, Serta DiversivikasiEnergi Menghadapi Era Pengurangan Subsidi BBM”,Seminar, ITS- Surabaya, 24 April 2002

[10]. Mega, “Analisa Pembangunan PLTU Janeponto 2 X125 MW untuk Mengatasi Krisis Ketenagalistrikan diSulawesi Selatan dan Tenggara”, Tugas Akhir ,

Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS, Surabaya, 2008[11]. PT.PLN (Persero), “RUPTL PLN 2010-2019 Revisi”,

Jakarta: 2010

[12]. ..., Pemerintah Kabupaten Pulang Pisau , 2010

[13]. ..., ”Profil Pulang Pisau”,

, 2010[14]. ..., Pemerintah Provinsi Kalimantan Tengah , 2010

[15]. ..., Badan Pusat Statistik ,2010

DAFTAR RIWAYAT HIDUP

Penulis lahir pada tanggal 28Agustus 1988 di sebuah kota kecil di

Kalimantan Tengah yang bernamaPangkalan Bun, dari pasangansuami-istri Waris Singarimbun dan

Nonnia Harianja. Penulis yang bernama lengkap Alvin AndituahtaSingarimbun ini kemudian

mengenyam pendidikan dari bangkuTK hingga SMA di kota kelahirannya, Pangkalan Bun.Akhirnya setelah lulus SMA, penulis diterima di Institut

Teknologi Sepuluh Nopember (ITS) Surabaya dengan

jurusan Teknik Elektro pada tahun 2006. Penulisakhirnya mengambil konsentrasi pada bidang studi

Sistem Tenaga.

Date post:	06-Jul-2018
Category:	Documents
Upload:	afrian-sy
View:	216 times
Download:	0 times

ITS Undergraduate 16586 2206100040 Paper

Documents