ANALISIS PEMBANGUNAN PLTU MADURA KAPASITAS...
Click here to load reader
Transcript of ANALISIS PEMBANGUNAN PLTU MADURA KAPASITAS...
Page 1 of 11 Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
ANALISIS PEMBANGUNAN PLTU MADURA KAPASITAS 2 X 200 MW SEBAGAI
PROGRAM 10.000 MW PT.PLN BAGI PEMENUHAN KEBUTUHAN LISTRIK DI
PULAU MADURA
Muhammad Khairil Anwar – 2206 100 189
Jurusan Teknik Elektro-FTI, Institut Teknologi Sepuluh Nopember
Kampus ITS,Keputih-Sukolilo,Surabaya-60111
Abstrak
Kelistrikan di Pulau Madura selama ini
dipasok oleh PLTGU Gresik melalui 1 sirkit kabel
bawah laut dengan kapasitas 120 MW dan 1 kabel
cadangan berkapasitas 80 MW serta PLTG Gili
Timur berkapasitas 30 MW sebagai pemikul beban
puncak. Kabel laut yang membentang dari Gresik ke
Kamal ini melalui selat Madura yang padat sehingga
rawan terjad i gangguan. Black out akibat terputusnya
kabel laut in i terjad i pada 3 Agustus 1999 yang
menyebabkan Madura padam selama 3 bulan dan
pada 4 Januari 2010 selama 5 jam. Berdasarkan data
PLN d istribusi Jawa Timur, tercatat beban puncak di
Madura mencapai 122,9 MW pada 2009 dan akan
meningkat pada tahun-tahun mendatang. Untuk
menjamin pasokan listrik Madura di masa yang akan
datang, pemerintah mengeluarkan kebijakan untuk
membangun pembangkit baru di Pulau Madura
menggunakan batubara sebagai bahan bakarnya.
Pembangunan PLTU Madura berkapasitas 2 x 200
MW ini diatur dalam Permen ESDM No.15 Tahun
2010 tentang Program Diversifikasi Listrik 10.000
MW Tahap II. Diharapkan dengan pembangunan
PLTU Madura 2 x 200 MW ini, kebutuhan listrik di
Pulau Madura dapat terjamin.
Kata kunci : Krisis Energi Listrik, Beban puncak,
Black Out, PLTU Madura 2x200 MW
1. PENDAHULUAN
Pertumbuhan permintaan akan energi listrik
dalam lima tahun terakh ir mengalami kenaikan yang
signifikan (rata rata di atas 7% per tahun) seiring
dengan pertumbuhan ekonomi Indonesia.
Pertumbuhan permintaan energi listrik ini harus tetap
dipenuhi karena energi listrik merupakan bagian yang
tidak terpisahkan dari faktor pendorong investasi dan
masih banyaknya masyarakat yang belum menikmati
tenaga listrik. Rasio elektrifikasi di Indonesia masih
berkisar 65 %.
Sebelum diluncurkannya mega proyek
Percepatan 10.000 MW tahap I, pertumbuhan
permintaan tidak diikuti o leh pembangunan
pembangkit sebagai dapur utama penyediaan energi
listrik. Dampak utama yang dirasakan adalah
terjadinya krisis energi pada medio tahun 2007
sampai akh ir 2008, yang ditandai dengan adanya
pemadaman berg ilir. Pemadaman in i juga melanda
sistem Jawa dan Bali yang merupakan 80 %
pemakaian energi seluruh nusantara..
Dengan melihat laju pertumbuhan yang sangat
besar dan proyeksi pertumbuhan ekonomi yang
positif, daya yang akan tersedia dalam proyek 10.000
MW tahap I diperkirakan sudah tidak memadai lagi
pada akhir tahun 2012. Untuk itu, pemerintah mulai
mencanangkan program 10.000 MW tahap II. Pada
program 10.000 MW tahap II ini, energi primer
pembangkitan sudah bervariasi bahkan energi
terbarukan (renewable energy) mendapatkan porsi
70% (7.000 MW).
Keterlibatan para perekayasa dalam negeri belum
dioptimalkan. Selain itu dengan adanya Global
Warming issue dan target MDG, perlu pembangunan
pembangkit yang ramah lingkungan dengan berbahan
bakar terbarukan guna memenuhi target 70%
tersebut.
Ada 93 pembangkit yang direncanakan
pembangunannya dalam program 10.000 MW tahap
II in i yang diatur dalam Permen ESDM No, 2 tahun
2010. Dalam Permen ini d ijelaskan bahwa proyek-
proyek pembangkit tenaga listrik yang akan d ibangun
menggunakan bahan bakar energi terbarukan,
batubara dan gas, 21 pembangkit akan dibangun PT
PLN (Persero) dan 72 pembangkit melalui kerjasama
PT PLN (Persero) dengan pengembang listrik
swasta. Masa berlaku Permen adalah sejak tanggal 27
Januari 2010 hingga tanggal 31 Desember 2014.
Page 2 of 11 Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
Diantara 93 p royek tersebut, terdapat satu PLTU
yang akan dibangun di Madura dengan rencana awal
berkapasitas 1 x 400 MW. Dengan adanya dinamika
perkembangan program pembangunan pembangkit
10.000 MW ini, maka Permen ESDM No. 2 tahun
2010 d irev isi pada tanggal 27 Agustus 2010 dan
diganti dengan Permen ESDM No.15 tahun 2010.
Dalam Permen yang baru in i d itetapkan bahwa
pelaksanaan pembangunan PLTU Madura sebesar
400 MW dibangun dalam 2 unit ( 2 x 200 MW ).
Proyek ini rencananya akan dibangun di
Kabupaten Sampang.
2. PERENCANAAN PLTU
2.1 Bagian-Bagian Penting PLTU
Di dalam PLTU terdapat beberapa bagian-bagian
yang penting yaitu:
Ketel Uap (Boiler)
Ketel uap adalah salah satu peralatan pada
pembangkit jenis uap yang sangat penting karena
ketel uap harus tetap berfungsi dalam keadaan
apapun. Dimana air bersuhu rendah dan bertekanan
rendah yang masuk ketel uap dipanaskan hingga
menjadi uap bertekanan yang sesuai dengan yang
diperlukan. Kadang-kadang ini d ipanaskan lagi di
superheter hingga diperoleh uap dengan suhu dan
tekanan yang lebih tinggi. Hal ini akan lebih efisien
bagi mesin untuk mengkonversikan tenaga panas
dalam uap menjadi tenaga mekanis.
Turbin uap
Turbin berfungsi untuk mengubah energi thermal
menjadi energ i mekanik.Turb in jen is ini beroperasi
dengan fluida kerja berupa uap yang berasal dari air
yang dipanaskan. Proses pemanasan berlangsung di
dalam boiler atau steam-generator, atau yang juga
populer dengan sebutan ”ketel uap”.
Generator
Generator berfungsi untuk mengubah energi
mekanik menjadi energi listrik.
Desalination Plant
Desalination adalah proses pengolahan air laut
menjadi air tawar, dengan memisahkan air laut dari
garamnya.
Condensor
Untuk mengkondensasikan uap bekas proses
dengan air laut yang digunakan kembali sebagai air
pengisi ketel uap.
Pump/pompa
Alat in i digunakan untuk meningkatkan tekanan
flu ida kerja yaitu air. Pompa harus mampu
memenuhi tekanan yang dibutuhkan di dalam boiler.
Economizer
Pemindah panas (head exchanger) yang
menaikkan temperatur air dari tekanan rendah
/normal ke temperatur jenuh yang sesuai dengan
tekanan boiler.
Superheater
Digunakan untuk menghilangkan butiran-butiran
air yang mungkin masih terdapat pada uap yang
disemprotkan oleh boiler untuk masuk ke turbin uap.
Gambar 2.1
Bagian-Bagian Utama PLTU
2.2 Perencanaan Teknik PLTU
Perencanaan teknik PLTU relatif dapat
mengikuti produk pabrik yang sudah dibuat standar .
Untuk PLTU ada beberapa hal spesifik yang perlu
disurvei yaitu :
a. Penyediaan bahan bakar meliputi pengadaan,
transportasi pembongkaran dan
penyimpanannya.
b. Penyediaan air dingin untuk pengisi Boiler dan
Pendingin kondenser.
Lokasinya biasa dipilih yang mudah dalam
transportasi BBM dan tersedia banyak air. Dalam hal
ini d ipilih d i tepi pantai. Selain itu juga harus
dipikirkan bagaimana penyaluran listriknya, agar
tidak terlalu besar lossesnya maka dip ilih lokasi yang
tidak terlalu jauh dengan pusat beban.
Unit PLTU umumnya mempunyai ukuran
ekonomis di atas 20 MW. PLN mempunyai unit
PLTU dengan ukuran 65 MW, 100 MW, 200 MW
dan 600 MW. PLN juga mempunyai unit pembangkit
dengan ukuran 12,5 MW dan 25 MW yang umurnya
sudah sekitar 40 tahun dan kebanyakan tidak
dioperasikan lag i. Berdasarkan survei dan studi
kelayakan diatas, kemudian ditentukan tempat dan
kapasitas PLTU yang akan dibangun, termasuk
penentuan ukuran unit pembangkitnya.
Page 3 of 11 Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
2.3 Harga Energi Listrik
Secara umum harga energi yang dihasilkan
suatu pembangkit listrik d ihitung dengan parameter-
parameter yang diperlukan, yaitu:
1. Biaya pembangkitan per Kw
2. Biaya pengoperasian per kWh
3. Biaya perawatan per kWh
4. Suku bunga
5. Depresiasi
6. Umur operasi
7. Daya yang dibangkitkan
Dengan parameter-parameter seperti yang
tersebut diatas dapat dihitung harga energi lstrik t iap
kWh yang dibangkitkan oleh suatu pembangkit
tenaga listrik.
a. Annuity suku bunga
Nilai suku bunga yang dipergunakan adalah suku
bunga per tahun yang harus dibayar dengan
memperhitungkan umur dari pembangkit yang
mempunyai rumus sebagai berikut:
1)1(
)1(
nSb
i
nii
A
b. Annuity depresiasi
Nilai depresiasi d idapatkan dari perkiraan
penyusutan nilai pembangkit per tahun hingga
mendekat i atau mencapai 100 persen dari nilai
(value) pembangkit dan nilai depresiasi per tahun
mempunyai rumus sebagai berikut:
1)1(n
d
d
dA
c. Harga energi
tan)(tan
perawaoperasiansetahundibangkitkenergiyang
AAxkapasitasngkibiayapemba dsb
Dimana :
i = suku bunga (%)
d = depresiasi (%)
n = umur pembangkit (tahun)
2.4 Analisa Ekonomi Investasi
Sebelum suatu proyek d ilaksanakan perlu
dilakukan analisa dari investasi tersebut sehingga
akan diketahui kelayakan suatu proyek dilihat dari
sisi ekonomi investasi, yaitu:
a. Net Present Value (NPV)
NPV adalah nilai sekarang dari keseluruhan
Discounted Cash Flow atau gambaran ongkos
total atau pendapatan total proyek dilihat dengan
nilai sekarang (nilai pada awal p royek). Teknis
perhitungan yang harus dilakukan adalah
mentransfer seluruh aliran keuangan yang terjadi
selama umur proyek (tahun pertama sampai
tahun ke-n) ke dalam suatu harga present value
(nilai tahun ke-0), tanpa memperhatikan pada
tahun keberapa investasi dapat dikembalikan,
berarti proyek layak. Menghitung NPV
dilakukan dengan cara menghitung cash flow
tiap tahun yakni dengan membandingkan antara
pengeluaran dan pemasukan pada tiap-tiap tahun,
lalu menghitung discount factor maka akan
didapat discount cash flow dengan mengalikan
cash flow dan discount factor.
b. Internal Rate of Return (IRR)
IRR adalah discount rate yang akan
menghasilkan NPV = 0. Besarnya NPV dari
suatu cash flow akan bergantung pada tingkat
discount yang dipakai. Semakin besar discount
rate maka NPV semakin menurun. Dengan kata
lain, IRR adalah suatu indikator yang dapat
menggambarkan kecepatan pengembalian modal
dari suatu proyek. Proyek layak diterima apabila
IRR lebih besar dari suku bunga di bank atau
tingkat pengembalian untuk suatu proyek
investasi (minimum attractive rate of return -
MARR). Jika tidak, maka lebih ekonomis
menyimpan uang di bank. IRR dasarnya harus
dicari dengan cara coba-coba (trial and error).
3. Kondisi Umum Pulau Madura
3.1 Pulau Madura
Pulau Madura terletak di t imur laut Jawa
dengan koordinat 7°0′ LS dan113°20′ BT. Pu lau
Madura secara administrasi termasuk di dalam
wilayah Jawa Timur dengan luas 4.887 Km² dan
jumlah penduduk 3.740.777 (2009) dengan kepadatan
765 jiwa/km². Panjangnya kurang leb ih 190 Km dan
jarak yang terlebar 40 Km yang secara administrasi
dibagi menjad i empat kabupaten, yaitu Kabupaten
Bangkalan, Kabupaten Sampang, Kabupaten
Pamekasan, dan Kabupaten Sumenep. Dengan batas-
batas sebagai berikut :
Page 4 of 11 Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
Sebelah utara : Laut Jawa
Sebelah selatan : Selat Madura
Sebelah timur : Laut Jawa
Sebelah barat : Selat Madura
Kondisi geografis Pu lau Madura dengan
topografi yang relatif datar d i bagian selatan dan
semakin kearah utara tidak terjadi perbedaan elevansi
ketinggian yang begitu mencolok. Selain itu juga
merupakan dataran tinggi tanpa gunung berapi dan
tanah pertanian lahan kering. Iklim d i daerah ini
adalah tropis dengan suhu rata-rata 26,90ºC. Musim
kemarau kering rata-rata 2-4 bulan atau pada musim
kemarau panjang 4-5 bulan. Curah hujan rata-rata
antara 1500 – 200 mm dengan jumlah hari hujan
sekitar 88 hari pertahun. Suhu udara maksimum rata-
rata 30,50C. Kelembaban rata-rata 79 %. Komposisi
tanah dan curah hujan yang tidak sama dilereng-
lereng yang tinggi letaknya justru terlalu banyak
sedangkan di lereng-lereng yang rendah malah
kekurangan dengan demikian mengakibatkan Madura
kurang memiliki tanah yang subur.
Gambar 3.1 Peta Pulau Madura
3.2 Kabupaten Sampang
Kabupaten Sampang terletak di Pu lau
Madura secara geografis terletak antara 113°08"
-113°39" Bujur Timur dan 6°05" - 7°13" Lintang
Selatan dan berada pada ketinggian 1,5 – 118 m.
Batas-batas wilayah Kabupaten Sampang adalah
sebagai berikut :
Sebelah utara : Laut Jawa
Sebelah selatan: Selat Madura
Sebelah barat : Kabupaten Bangkalan
Sebelah timur :Kabupaten Pamekasan
Gambar 3.2
Peta Kabupaten Sampang
Wilayah admin istratif Kabupaten Sampang
secara keseluruhan sebesar 1.233,30 Km² yang
terbagi atas :
Luas daratan : 1.231,65 Km2
Luas pulau Mandangin : 1,65 Km2
Wilayah Kabupaten Sampang terbagi dalam 14
Kecamatan yang terdiri atas 180 desa dan 6
kelurahan. Kabupaten Sampang mempunyai luas
wilayah 1233,3 Km² dengan perincian sebagai
berikut :
Tabel 3.1 Pembagian Wilayah Administrasi dan
Luas Wilayah Kabupaten Sampang
(Sumber : KabarMadura.com)
Page 5 of 11 Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
Dari tabel d iatas dapat dijelaskan bahwa
Kecamatan Ketapang merupakan wilayah
kecamatan terluas yaitu 141,23 Km² atau 11,45
%, sedangkan untuk wilayah terkecil yaitu
Kecamatan Pangarengan dengan luas 42,42 Km²
atau 0,34 %.
4. PERENCANAAN PEMBANGUNAN PLTU
MADURA 2 X 200 MW
4.1 Analisis Ketersediaan Batubara PLTU
Madura 2 x 200 MW
PLTU Madura memiliki kapasitas 200 MW
dengan faktor kapasitas sebesar 0.8, menggunakan
bahan bakar batubara berkalori rendah 4.200 Kcal/kg
dengan konsumsi batubara pada Tabel 4.1
Tabel 4.1
Konsumsi Batubara PLTU 2x200 MW
Kapasitas Konsumsi/jam
(ton/jam)
Konsumsi/hari
(ton/hari)
Konsumsi/tahun
(ton/tahun)
2×200
MW
2×96 4608 1.617.408
(Sumber: www.p3b.co.id data diolah kembali)
Energi listrik per tahun dari PLTU:
Energi listrik = Kapasitas x Jam operasi x Faktor
kapasitas.....(4.1)
= 400 MW x 8424 jam/tahun x 0.8
= 2.695.680.000 kWh/tahun
Kebutuhan energi panas
Kebutuhan energi panas = Batubara per tahun x
LHV….........(4.2)
= 1.617.408.000 kg/tahun
x 4.200 kcal/kg
= 11.321.856.000 kcal
/tahun
Kebutuhan batubara untuk produksi 1 kwh
Kebutuhan batubara untuk produksi 1 kwh
= Konsumsi energi / Energi listrik......(4.3)
= 1.617.408.000 kg/tahun/(2.695.680.000
KWh/ tahun)
= 0,6 kg/kWh
Jika masa operasi PLTU diasumsikan 25 tahun,
maka:
Jumlah batubara yang dibutuhkan selama operasi
= 1.617.408.000 kg/tahun x 25 tahun
= 40.435.200.000 kg
Karena batubara yang digunakan dipasok dari
Kalimantan, maka jika d ibandingkan dengan
cadangan batubara yang dimiliki (data tahun 2009)
maka:
Pemakaian batubara untuk PLTU
=40.435.200.000/ 7.229.950.000.000 x 100%
= 0,5593 %
Jadi total pemakaian untuk PLTU berkisar
0,5593 % dari total batubara yang terdapat di
Kalimantan berdasarkan data tahun 2009. Jika
efisiensi thermal PLTU dapat ditingkatkan, maka
pemakaian batubara untuk PLTU akan lebih sedikit
lagi.
Dengan potensi batubara Kalimantan seperti
yang telah diuraikan di atas, maka dapat dipastikan
realisasi pembangunan PLTU Madura tidak akan
mengalami kesulitan dalam hal penyediaan batubara
selama operasinya.
Tabel 4.2
Pemakaian Bahan Bakar
Untuk PLTU Madura 2 x 200 MW
No Perhitungan PLTU
Batubara
1 Energi listrik per tahun (KWh/tahun) 2.695.680.000
2 Kebutuhan energi kalor (Kcal/tahun) 11.321.856.000
3 Kebutuhan bahan bakar per tahun (kg) 16.174.08.000
4 Kebutuhan batubara untuk produksi 1 kwh (kg/kWh)
0,6
5 Kebutuhan bahan bakar selama 25 tahun (kg)
40.435.200.000
6 Prosentase pemakaian bahan bakar dari cadangan bahan bakar yang tersedia (%)
0,5593
(Sumber: hasil perhitungan diatas)
4.2 Analisis Pemilihan Lokasi Pembangkit
PLTU Madura 2 x 200 MW ini rencananya
akan dibangun di Kabupaten Sampang. Secara teknis
PLTU dibangun di daerah pantai untuk memenuhi
kebutuhan air teknis pembangkit. Terdapat 2
alternatif lokasi untuk pembangunan pembangkit in i,
yaitu di pantai utara atau di pantai selatan. Untuk
pantai utara lokasi yang mungkin adalah di
Kecamatan Ketapang, sedangkan di pantai selatan
adalah Kecamatan Camplong.
Gambar 41 Alternatif Pemilihan Lokasi
Pembangunan PLTU Madura 2 x 200 MW
Page 6 of 11 Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
Gambar 4.2 Rute Transportasi Batubara
Tabel 4.3 Analisis Keputusan Pemilihan Lokasi
PLTU Madura 2 x 200 MW
Lokasi
Pembangkit Teknis Ekonomi Sosial Lingkungan Total
Ketapang +4 +5 +3 +4 16
Camplong +5 +3 +5 +4 17
(Sumber : Data Statistik BPS, Data Diolah Kembali)
Dari hasil analisis pada tabel 4.3 dapat
diambil keputusan untuk membangun PLTU Madura
2 x 200 MW di Kecamatan Camplong.
4.3 Peramalan Beban Dengan Regresi Linier
Berganda
Dengan analisis in i akan dibahas tentang
penghitungan perkiraan kebutuhan energi listrik Di
Pulau Madura, sehingga akan didapat hasil
perhitungan kebutuhan energi listrik sampai tahun
2039.
Tabel 4.4 Data Input Perhitungan Kebutuhan Beban
Pulau Madura
Tahun
Energi
terjual (MWH)
RT Bisnis Industri Publik Penduduk PDRB
(Milyar)
2000 304.061 309.911 9.999 156 6.898 3.090.601 9.587
2001 355.093 316.815 24.429 160 8.448 3.415.814 10.423
2002 367.066 328.145 27.482 148 9.947 3.455.412 11.363
2003 332.615 337.324 31.167 132 10.371 3.492.131 12.655
2004 384.755 345.677 26.969 124 10.984 3.563.888 13.932
2005 399.935 351.385 27.329 125 11.492 3.560.775 16.252
2006 418.115 362.593 23.008 123 11.943 3.610.617 18.578
2007 456.361 371.500 24.508 125 12.568 3.660.785 20.748
2008 494.897 379.961 25.364 125 13.139 3.711.433 23.586
2009 554.339 395.048 25.432 123 13.839 3.755.765 25.674
(Sumber : Data Statistik PLN Jawa Timur)
Tabel 4.5 Proyeksi Kebutuhaan Beban Madura
Menggunakan Regresi Linier Berganda
Tahun
Energi
terjual
(MWH)
RT Bisnis Industri Publik Penduduk
PDRB
(Milyar
Rupiah)
2010 592.240 406.985 27.207 125 14.813 3.834.360 28.492
2011 632.733 419.283 29.106 125 15.855 3.914.600 31.621
2012 675.995 431.953 31.137 125 16.970 3.996.520 35.093
2013 722.214 445.005 33.311 125 18.164 4.080.154 38.946
2014 771.594 458.452 35.636 125 19.442 4.165.538 43.222
2015 824.349 472.305 38.123 125 20.809 4.252.708 47.967
2016 880.712 486.576 40.784 125 22.273 4.341.703 53.234
2017 940.928 501.279 43.630 125 23.839 4.432.561 59.079
2018 1.005.262 516.426 46.675 125 25.517 4.525.319 65.566
2019 1.073.994 532.031 49.933 125 27.312 4.620.019 72.764
2020 1.147.426 548.107 53.418 125 29.233 4.716.701 80.754
2021 1.225.878 564.669 57.146 125 31.290 4.815.405 89.620
2022 1.309.694 581.732 61.134 125 33.491 4.916.175 99.460
2023 1.399.241 599.310 65.401 125 35.847 5.019.054 110.380
2024 1.494.911 617.420 69.966 125 38.369 5.124.086 122.500
2025 1.597.121 636.076 74.849 125 41.068 5.231.316 135.949
2026 1.706.320 655.297 80.073 125 43.957 5.340.789 150.876
2027 1.822.985 675.098 85.662 125 47.049 5.452.554 167.442
2028 1.947.627 695.497 91.641 125 50.359 5.566.657 185.826
2029 2.080.791 716.513 98.037 125 53.902 5.683.148 206.229
2030 2.223.060 738.164 104.880 125 57.694 5.802.077 228.872
2031 2.375.055 760.469 112.200 125 61.752 5.923.495 254.001
2032 2.537.444 783.448 120.031 125 66.096 6.047.454 281.889
2033 2.710.935 807.122 128.408 125 70.746 6.174.006 312.839
2034 2.896.288 831.511 137.371 125 75.723 6.303.207 347.187
2035 3.094.314 856.636 146.959 125 81.050 6.435.112 385.306
2036 3.305.879 882.521 157.216 125 86.752 6.569.777 427.611
2037 3.531.910 909.189 168.189 125 92.855 6.707.260 474.560
2038 3.773.395 936.662 179.927 125 99.387 6.847.620 526.665
2039 4.031.391 964.965 192.485 125 106.379 6.990.918 584.490
(Sumber : Hasil Perhitungan)
4.4 Peramalan Beban Dengan Metode DKL 3.01
Model yang digunakan dalam metode DKL
3.01 untuk menyusun prakiraan adalah model
sektoral. Prakiraan kebutuhan tenaga listrik model
sektoral digunakan untuk menyusun prakiraan
kebutuhan tenaga listrik pada tingkat
wilayah/distribusi.
Tabel 4.6 Proyeksi Kebutuhan Beban Madura
Dengan Metode DKL 3.01
Tahun RT Bisnis Industri Publik Total
2010 409.191 61.675 125 23.035 513.663
2011 430.798 70.584 125 24.968 547.919
Page 7 of 11 Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
2012 453.532 80.779 125 27.061 583.905
2013 477.454 92.448 125 29.331 622.774
2014 502.699 105.803 125 31.79 664.885
2015 529.266 121.085 125 34.455 710.499
2016 557.221 138.576 125 37.344 759.983
2017 586.634 158.594 125 40.476 813.747
2018 617.584 181.504 125 43.870 872.255
2019 650.146 207.722 125 47.549 936.024
2020 666.020 209.663 125 48.878 924.686
2021 691.411 225.625 125 51.585 968.746
2022 716.576 241.586 125 54.293 1.012.580
2023 741.514 257.547 125 57.000 1.056.186
2024 766.225 273.508 125 59.708 1.099.566
2025 790.710 289.469 125 62.415 1.142.719
2026 814.965 305.431 125 65.122 1.185.643
2027 838.993 321.392 125 67.830 1.228.340
2028 862.793 337.353 125 70.537 1.270.808
2029 886.363 353.314 125 73.245 1.313.047
2030 909.704 369.276 125 75.952 1.355.057
2031 932.816 385.237 125 78.659 1.396.837
2032 955.699 401.198 125 81.367 1.438.389
2033 978.352 417.159 125 84.074 1.479.710
2034 1.000.775 433.121 125 86.781 1.520.802
2035 1.022.970 449.082 125 89.489 1.561.666
2036 1.044.934 465.043 125 92.196 1.602.298
2037 1.066.668 481.004 125 94.904 1.642.701
2038 1.088.174 496.966 125 97.611 1.682.876
2039 1.109.450 512.927 125 100.318 1.722.820
(Sumber : Hasil Perhitungan )
Grafik 4.1 Perbandingan Peramalan Beban Antara
Regresi Linier Berganda Dengan DKL 3.01
4.5 Pengaruh Pembangunan PLTU Madura 2 x
200 MW Terhadap Kelistrikan Madura
Tabel 4.7
Proyeksi Neraca Daya Madura
Tahun Daya Mampu
(MW) Beban Puncak
(MW) Selisih (MW)
Ket
2010 30 127,125 -97,125 Defisit
2011 30 131,441 -101,441 Defisit
2012 30 135,904 -105,904 Defisit
2013 30 140,518 -110,518 Defisit
2014 30 145,289 -115,289 Defisit
2015 430 150,222 279,778 Surplus
2016 430 155,322 274,678 Surplus
2017 430 160,596 269,404 Surplus
2018 430 166,049 263,951 Surplus
2019 430 171,686 258,314 Surplus
2020 430 150,222 255,004 Surplus
2021 430 155,322 251,160 Surplus
2022 430 160,596 247,315 Surplus
2023 430 155,322 243,471 Surplus
2024 430 160,596 239,626 Surplus
2025 430 166,049 235,782 Surplus
2026 430 171,686 231,937 Surplus
2027 430 174,995 228,093 Surplus
2028 430 178,839 224,248 Surplus
2029 430 182,684 220,404 Surplus
2030 430 186,528 216,559 Surplus
2031 430 190,373 212,715 Surplus
2032 430 194,217 208,870 Surplus
2033 430 198,062 205,026 Surplus
2034 430 201,906 201,181 Surplus
2035 430 205,751 197,337 Surplus
2036 430 209,595 193,492 Surplus
2037 430 213,440 189,648 Surplus
2038 430 217,284 185,803 Surplus
2039 430 221,129 181,959 Surplus
(Sumber : Hasil Perhitungan)
Ket : Asumsi sudah tidak ada pasokan listrik ke
Madura melalui kabel laut.
4.6 Analisis Ekonomi Pembangkit
4.6.1 Perhitungan Biaya Pembangkitan Energi
Listrik
Biaya total pembangkitan energi listrik
merupakan penjumlahan dari biaya modal, b iaya
bahan bakar serta biaya operasi dan perawatan.
Karenanya dalam perh itungan biaya pembangkitan
energi listrik, harus dih itung satu persatu dari ket iga
0200000400000600000800000
100000012000001400000160000018000002000000
201020122014201620182020202220242026202820302032203420362038
Regresi
DKL 3.01
Page 8 of 11 Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
biaya tersebut. Untuk PLTU Madura berkapasitas 2 x
200 MW, hasil perh itungannya disajikan pada tabel
berikut :
Tabel 4.8 Biaya Pembangkitan energi Listrik
Perhitungan Suku Bunga
6 % 9 % 12 %
Biaya Pembangkitan (US$ / kW)
260 260 260
Umur Operasi
(Tahun) 25 25 25
Kapasitas (MW) 400 400 400
Biaya Bahan Bakar (US$ / kWh)
0,024 0,024 0,024
B. O & M
(US$ / kWh) 0,001 0.001 0,001
Biaya Modal
(US$ / kWh) 0,0049 0,00386 0,003009
Total Cost (US$ /
kWh) 0.028069 0.028918 0.02996
Investasi (jutaUS$) 104 104 104
(Sumber : Hasil Perhitungan)
4.6.2 Proyeksi Laba - Rugi
Setelah setahun beroperasi maka akan
diperoleh Cash In Flow (CIF) pada tahun pertama
dengan cara menjumlahkan laba / rugi bersih dengan
penyusutan. Laba / rugi bersih ini dih itung dengan
melakukan pengurangan terhadap penjualan berupa
harga pokok penjualan dan biaya bunga. Biaya
penyusutan merupakan biaya penyusutan per tahun
aset (4 %) dari total investasi. Sedang biaya bunga
merupakan penambahan nilai uang jika b iaya
produksi dibungakan disimpan di bank.Untuk suku
bunga sebesar 6 %, dan kita ambil harga penjualan
listrik sebesar 5 cent / kWh (0,05 US$/kWh ) dan 4
cent / kWh (0,04 US$/kWh ). Hasil perh itungannya
ditunjukkan oleh tabel berikut :
Tabel 4.9
Proyeksi Laba / Rugi PLTU Batubara Untuk Suku Bunga 6 %
Uraian
Suku Bunga
6%
Harga Jual (US$/KWh) Harga Jual (US$/KWh)
0,05 0,04
Jumlah Jumlah Jumlah Jumlah
Penjualan 128.044.800 102.435.840
* Biaya Produksi 75.665.042 75.665.042
* Biaya Penyusutan 4.160.000 4.160.000
Harga Pokok Penjualan 79.825.042 79.825.042
Laba kotor 48.219.758 22.610.798
Biaya Operasi
* Biaya Bunga 4.789.503 4.789.503
Total Biaya Operasi 4.789.503 4.789.503
Laba Bersih (CIF) 43.430.255 17.821.295
(Sumber : Hasil Perhitungan)
Tabel 4.10
Proyeksi Laba / Rugi PLTU Batubara Untuk Suku Bunga 9 %
Uraian
Suku Bunga
9%
Harga Jual (US$/KWh) Harga Jual (US$/KWh)
0,05 0,04
Jumlah Jumlah Jumlah Jumlah
Penjualan 128.044.800 102.435.840
Harga Pokok Penjualan
* Biaya Produksi 80.762.53 80.762.53
* Biaya Penyusutan 4.160.000 4.160.000
Harga Pokok Penjualan 84.922.573 84.922.573
Laba kotor 43.122.227 17.513.267
Biaya Operasi
* Biaya Bunga 7.643.032 7.643.032
Total Biaya Operasi 7.643.032 7.643.032
Laba Bersih (CIF) 35.479.196 10.123.037
(Sumber : Hasil Perhitungan)
Tabel 4.11
Proyeksi Laba / Rugi PLTU Batubara Untuk Suku Bunga 12 %
Uraian
Suku Bunga
12%
Harga Jual (US$/KWh) Harga Jual (US$/KWh)
0,05 0,04
Jumlah Jumlah Jumlah Jumlah
Penjualan 128.044.800 102.435.840
Harga Pokok Penjualan
* Biaya Produksi 77.953.674 77.953.674
* Biaya Penyusutan 4.160.000 4.160.000
Harga Pokok Penjualan 82.113.674 82.113.674
Laba kotor 45.931.126 20.322.166
Biaya Operasi
* Biaya Bunga 7.390.231 7.390.231
Total Biaya Operasi 7.390.231 7.390.231
Laba Bersih (CIF) 38.540.895 12.931.935
(Sumber : Hasil Perhitungan)
4.6.3 Analisis Kelayakan Investasi dengan Net
Present Value (NPV)
Metode Net Present Value (NPV) ini
menghitung jumlah nilai sekarang dengan
menggunakan Discount Rate tertentu dan kemudian
membandingkannya dengan investasi awal (Initial
Invesment). Selisihnya disebut. Apabila NPV tersebut
positif, maka usulan investasi tersebut diterima, dan
apabila negatif ditolak. Berikut disajikan NPV PLTU
Madura 2 x 200 MW setelah 25 tahun beroperasi.
Page 9 of 11 Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
Tabel 4.12 NPV PLTU Madura 2 x 200 MW
Suku bunga Harga jual energi
5 cent US$/kWh 4 cent US$/kWh
Suku bunga 6% 444.881.292 117.550.127
Suku bunga 9% 235.134.402 -13.926.469
Suku bunga 12% 71.298.789 -127.892.823
(Sumber : Hasil Perhitungan)
Dari tabel d iatas, PLTU Madura 2 x 200 MW
layak investasi pada harga jual 5 cent US$/kWh
dengan suku bunga 6%, 9%, dan 12%. Namun untuk
harga jual 4 cent US$ hanya layak investasi untuk
suku bunga 6 %.
4.6.4 Analisis Internal Rate of Return
Tingkat pengembalian internal (internal rate
of return-IRR) adalah tingkat bunga yang
dapat menjadikan NPV sama dengan nol,
karena PV arus kas pada tingkat bunga
tersebut sama dengan investasi awalnya.
Metode ini memperhitungkan nilai waktu dari
uang, sehingga arus kas yang diterima telah di
discount atas dasar biaya modal/tingkat bunga.
Tabel 4.13
Nilai Internal Rate of Return Berdasarkan
Suku Bunga dan Harga Listrik per kWh
Harga Listrik
(cent$/kWh)
Internal Rate of Return %
i = 6 % i = 9 % i = 12 %
5 39% 31% 16%
4 16% 7% 3%
(Sumber : Hasil Perhitungan)
Suatu usulan proyek investasi diterima jika
IRR lebih t inggi atau sama dengan biaya
modal/tingkat suku bunga. Dan usulan proyek
investasi ditolak jika IRR lebih rendah dari b iaya
modal/tingkat suku bunga. Dari hasil perh itungan
internal rate of return dan NPV, maka dapat dianalisa
bahwa proyek ini layak untuk dilaksanakan apabila :
Menggunakan suku bunga 6% dengan
harga listrik US$ 0.04/kWh atau lebih
Menggunakan suku bunga 9% dengan
harga listrik US$ 0.05/kWh atau lebih.
Menggunakan suku bunga 12% dengan
harga listrik US$ 0.05/kWh atau lebih.
4.7 Analisis Perhitungan Biaya Pokok
Penyediaan
4.7.1 Analisis Sebelum PLTU Madura 2 x 200
MW Dibangun
Jika dihitung Biaya Pokok Penyediaan
(BPP) di Madura dengan merincinya per pembangkit
yang ada seperti pada tabel 4.37, dimana BPP per
pembangkit terlampir, maka perhitungannya sebagai
berikut :
PLTG = 100% x Rp 2155,67/kWh
= Rp2155,67/kWh
4.7.2 Analisis Setelah PLTU Madura 2 x 200
MW Dibangun
Biaya Pokok Penyediaan listrik setelah
pembangunan PLTU Madura 2 x 200 MW
diharapkan mengalami penurunan harga jual
(Rp.715,98/kWh). Untuk PLTG memiliki b iaya
pokok penyediaan yang cukup mahal maka sebagian
kapasitasnya akan digantikan o leh PLTU Sehingga
ada perubahan kapasitas pada perhitungannya.
Adapun Biaya Pokok Penyediaan setelah
dibangunnya PLTU ini adalah sebagai berikut:
BPP PLTU = 100% x Rp.118,8/kWh =
Rp.118,8 /kWh Jadi dengan adanya pembangunan PLTU
Madura 2 x 200 MW, maka BPP di Madura turun
menjadi Rp.118,8 /kWh. Sehingga akan lebih
membantu masyarakat dalam pemenuhan kebutuhan
listriknya dengan perbandingan daya beli
masyarakatnya
4.8 Analisis Dampak Lingkungan
Pembangunan PLTU Madura 2 x 200 MW
berbahan bakar batubara diperkirakan akan
menimbulkan dampak baik positif maupun negatif
terhadap komponen lingkungan pada setiap kegiatan,
yaitu :
4.8.1 Tahap Pra Konstruksi
Kegiatan pembebasan lahan dapat
menimbulkan dampak penting berupa keresahan
sosial yang menjurus pada gangguan kamtibmas
apabila tidak diperoleh kesesuaian ganti rugi lahan.
4.8.2 Tahap Konstruksi
Kegiatan pembangunan PLTU Madura 2 x
200 MW dapat menimbulkan dampak penting
terhadap komponen lingkungan seperti berikut:
Kualitas udara menurun, kebisingan, kerusakan
prasarana jalan, penurunan kualitas air laut akibat
kegiatan mobilisasi alat & bahan, emisi gas buang
dari transportasi dan lain sebagainya.
4.8.3 Tahap Operasi
Kegiatan PLTU Madura 2 x 200 MW
selama beroperasi diperkirakan menimbulkan
dampak seperti berikut :
Abrasi, sedimentasi dan gangguan terhadap
aktivitas nelayan akibat adanya bangunan jetty
dan breakwater. Abrasi dan sedimentasi dapat
diatasi dengan pengerukan lumpur secara
berkala. Pemberdayaan kelompok nelayan perlu
Page 10 of 11 Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
dilakukan seperti pemberian hibah berbentuk
bantuan bahan pokok dengan subsidi (raskin)
kemudian berlan jut pada program pemberdayaan
dengan tujuan agar mereka bisa hidup mandiri
serta memperbaiki fasilitas nelayan.
Penurunan kualitas air laut. Lapisan bawah
tempat penimbunan batubara dibuat kedap
air serta daerah tersebut dilengkapi dengan
saluran air pengumpul. Penanggulangan
ceceran minyak dilakukan pembuatan unit
penangkap minyak. Limbah bahang air
pendingin boiler diatasi dengan pendinginan
air bahang dengan prinsip heat transfer.
Kualitas udara akibat kegiatan penimbunan
batubara, proses pembakaran batubara serta
tiupan angin dari penimbunan batubara.
Untuk mengurangi penurunan kualitas udara
hendaknya dilakukan penyemprotan pada
saat penumpahan batubara, pembuatan green
barier, penerapan teknologi pengolahan
udara dengan menggunakan electrostatic
precipitator.
Untuk menghindari keb isingan, turbin
diletakan di ruangan tertutup serta
penanaman pohon disekitar lokasi turbin.
4.8.4 Tahap Pasca Operasi
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.
4.8.5 Clean Development Mechanism (CDM)
CDM adalah satu-satunya mekanis me yang
menawarkan win-win solution antara negara maju
dengan negara berkembang dalam rangka
pengurangan emisi gas rumah kaca (GHGs ), dimana
negara maju menanamkan modalnya di negara
berkembang dalam proyek-proyek yang dapat
menghasilkan pengurangan emisi GHGs , dengan
imbalan CER (Certified Emission Reductions). PLTU
menghasilkan emisi gas rata-rata sebanyak 960
kg/kWh, diatas ambang batas standard emisi gas
Protokol Kyoto. Hal itu berarti PLTU harus membeli
CER dengan nilai :
14,15
$0016,0
16,0
5,0728
960728
Rp
US
cent
centCDM
Artinya PLTU harus membayar karbon kred it sebesar
Rp. 15,14 per kWh. Nilai karbon kredit total :
CDM = - Rp. 15,14 x 400.000
= - Rp.6.056.000/tahun.
Artinya, PLTU Madura ini harus membayar Rp
6.056.000/tahun ke Bank Dunia.
4.9 Analisis Pengambilan Keputusan Prioritas
Pembangkit
Pada analisis pengambilan keputusan,
pembangunan suatu pembangkit harus
mempertimbangkan beberapa aspek seperti aspek
teknis, ekonomi, sosial dan lingkungan. Setiap aspek
yang akan menjad i acuan diberi nilai sesuai dengan
prioritasnya dibandingkan dengan pembangkit yang
lain. Bila d igunakan analisis pengambilan keputusan
dalam pembangunan pembangkit di Madura, maka
dapat disimulasikan seperti tabel 4.39 :
Tabel 4.39
Analisis Keputusan Prioritas Pembangkit Jenis
pembangkit Teknis Ekonomi Sosial Lingkungan Total
PLTA +1 +3 +5 +4 13 PLTU +5 +5 +3 +3 16
PLTD +5 +1 +2 +1 9
PLTG +5 +1 +1 +1 8
PLTGU +5 +2 +1 +2 10
(Sumber : Statistik PLN, data diolah kembali)
Dari tabel d iatas, dapat diambil kesimpulan
bahwa pembangunan PLTU d i Madura merupakan
prioritas utama dibandingkan pembangkit jenis lain.
5. PENUTUP
5.1 KESIMPULAN
Berdasarkan hasil perhitungan dan analisa
yang telah dilakukan dapat diambil beberapa
kesimpulan antara lain :
1. Pemakaian total untuk PLTU berkisar 0,5593 %
dari total batubara yang terdapat di Kalimantan
berdasarkan data tahun 2009. Dengan potensi
batubara di Kalimantan ini ,maka dapat
dipastikan realisasi pembangunan PLTU
Madura 2 x 200 MW tidak akan mengalami
kesulitan dalam hal penyediaan batubara selama
25 tahun operasinya.
2. Proyeksi konsumsi energ i dan pelanggan listrik
di Pulau Madura menunjukkan peningkatan tiap
tahunnya, dengan pertumbuhan tertinggi di
sektor rumah tangga.
3. Pembangunan PLTU Madura 2 x 200 MW
mampu memenuhi kebutuhan listrik d i Madura,
bahkan terdapat kelebihan daya yang dapat
disalurkan ke sistem interkoneksi Jamali untuk
membantu memenuhi kebutuhan listrik d i
daerah lain. Pembangunan PLTU Madura 2 x
200 MW ini juga memberikan dampak pada
menurunnya BPP listrik dari Rp.2.155,67
menjadi Rp.118,8.
Page 11 of 11 Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
4. Berdasarkan hasil proyeksi laba-rugi, maka
biaya produksi dan investasi PLTU Madura 2 x
200 MW ini layak secara ekonomi dengan
menggunakan harga jual diatas US$ 0,05 atau
dengan harga jual 0,04 menggunakan suku
bunga 6%. 5. Pembangunan PLTU Madura 2 x 200 MW
menimbulkan dampak lingkungan antara lain
pencemaran emisi gas. Namun penggunaan
teknologi CDM dan electrostatic precipitator
dapat mengurangi dampak pencemaran oleh
PLTU.
5.2 SARAN
1 Penggunaan teknologi pada pembangkit listrik
berbahan bakar fosil seperti PLTU Madura ini
haruslah ramah lingkungan mengingat
pencemaran lingkungan akibat
pengoperasiannya yang dapat membahayakan
ekosistem maupun kesehatan manusia di
sekitar pembangkit.
2 Dengan dibangunnya PLTU Madura ini, maka
industrialisasi di Madura akan berkembang
sehingga diperlukan juga adanya pembangunan
SDM di Pulau Madura untuk meningkatkan
ekonomi penduduk.
DAFTAR PUSTAKA
1. Marsudi, Djiteng. 2005. Operasi Sistem Tenaga
Listrik. Jakarta : Graha Ilmu.
2. Marsudi, Djiteng. 2005. Pembangkitan Energi
Listrik. Jakarta : Erlangga.
3. Abdul Kadir, 1995. Energi: Sumber Daya,
Inovasi, Tenaga istrik dan Potensi Ek onomi .
Jakarta : Universitas Indonesia.
4. Pujawan, I Nyoman. 2003. Ekonomi Teknik
Edisi Pertama, Jakarta : Guna Widya.
5. Weston, J. Fred dan Copeland, Thomas E. 1999.
Managerial Finance eighth Edition. Jakarta :
Erlangga.
6. Steven C. Chapra, Ph.D, dan Raymond P.
Canale, Ph.D. 1994. Metode Numerik. Jakarta :
Erlangga.
7. Mega. 2008. Analisa Pembangunan PLTU
Janeponto 2 X 125 MW untuk Mengatasi
Krisis Ketenagalistrikan di Sulawesi Selatan
dan Tenggara, Tugas Akhir, , Surabaya :
Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS.
8. Mahmudsyah Syarifuddin, Ir. M.Eng., Kenaikan
Harga BBM dan Problematikanya, Serta
Diversifikasi Energi Menghadapi Era
Pengurangan Subsidi BBM, Seminar, ITS-
Surabaya, 24 April 2002
9. ...,2010. Badan Pusat Statistik, URL: http://
www.bps-jatim.go.id
10. ..., 2005. Statistik PLN,
URL:http://www.pln.co.id
11. ..., 2010. Rencana Usaha Penyediaan Tenaga
Listrik 2010-2019, Departemen Energ i dan
Sumber daya mineral, 2010.
12. Badan Pusat Statistik Jawa Timur. 2010.
Propinsi Jawa Timur Dalam Angka 2009.
Surabaya.
13. Badan Pusat Statistik Jawa Timur. 2010.
Kabupaten Bangkalan Dalam Angka 2009.
Surabaya.
14. Badan Pusat Statistik Jawa Timur. 2010.
Kabupaten Sampang Dalam Angka 2009.
Surabaya.
15. Badan Pusat Statistik Jawa Timur. 2010.
Kabupaten Pamekasan Dalam Angka 2009.
Surabaya.
16. Badan Pusat Statistik Jawa Timur. 2010.
Kabupaten Sumenep Dalam Angka 2009.
Surabaya.
RIWAYAT HIDUP
Penulis dilahirkan di Sampang, Jawa Timur pada
tanggal 6 Oktober 1987, dilahirkan sebagai putra
ketiga dari empat
bersaudara dari
pasangan Munawi dan
Haryati Ningsih yang
bertempat tinggal di
Sampang, Jawa Timur.
Penulis terdaftar sebagai
mahasiswa Jurusan
Teknik Elektro, Bidang
Studi Teknik Sistem
Tenaga, Fakultas
Teknologi Industri, Institut Teknologi Sepuluh
Nopember Surabaya dengan NRP : 2206 100 189.
Jenjang pendidikan yang telah ditempuh adalah
sebagai berikut :
SDN Banyuanyar II Sampang, lulus tahun
2000
SLTPN 1 Sampang, lulus tahun 2003
SMAN 1 Sampang, lulus tahun 2006
Tahun 2006 terdaftar sebagai mahasiswa
Jurusan Teknik Elektro, Fakultas Teknologi
Industri, Institut Teknologi Sepuluh
Nopember Surabaya.