Exsum Banea-mamasa 20 Maret 2014

7/22/2019 Exsum Banea-mamasa 20 Maret 2014

1/56

Executive Summary Studi Kelayakan

Pembangkit Listrik Tenaga Mini Hidro (PLTM) Banea-Mamasa 2 x 750 kW

PT. DESAINAS 1

KATA PENGANTAR

Bersama ini kami sampaikan Laporan Pra Studi Kelayakan PLTM Banea 2 x 750 kW

di Kabupaten Mamasa. Laporan ini berisi mengenai potensi pemanfaatan Sungai Baneauntuk Pembangkit Listrik Tenaga Mini Hidro (PLTM). Laporan Pra Studi kelayakan berisi

analisa data hidrologi, pengukuran head, simulasi daya turbin, perencanaan lay out

bangunan sipil dan perencanaan dasar Mekanikal Elektrikal (ME).

Demikian Laporan Akhir ini kami buat, sebagai tahap awal dari semua proses

pelaksanaan PLTM Banea 2 x 750 kW di Kabupaten Mamasa.

Atas perhatiannya kami ucapkan terima kasih.

Bandung, 2014

Team Leader


2/56

Laporan Pra Studi Kelayakan


PT. DESAINAS 2

DAFTAR ISI

KATA PENGANTAR .................................................................................................................. 1

DAFTAR ISI .............................................................................................................................. 2

DAFTAR GAMBAR ................................................................................................................... 4

DAFTAR TABEL......................................................................................................................... 5

1 PENDAHULUAN ................................................................................................................ 7

1.1 Latar Belakang Studi ................................................................................................. 7

1.2 Tujuan ....................................................................................................................... 8

1.3 Lokasi PLTM .............................................................................................................. 8

2 KONDISI WILAYAH STUDI ............................................................................................... 10

2.1 Kondisi Administrasi................................................................................................ 10

2.2 Kondisi Topografi DAS ............................................................................................. 12

2.3 Kondisi PLTMH Banea ............................................................................................. 14

2.4 Dokumentasi Lapangan .......................................................................................... 18

3 KONDISI SISTIM KELISTRIKAN ........................................................................................ 21

3.1 Kondisi Umum Kelistrikan Provinsi Sulawesi Barat ................................................. 21

3.1.1 Proyeksi Kebutuhan Listrik .............................................................................. 22

3.1.2 Pengembangan Tenaga Listrik ......................................................................... 23

3.2 Kondisi Kelistrikan Kabupaten Mamasa ................................................................. 24

4 ANALISIS HIDROLOGI ...................................................................................................... 27


3/56



PT. DESAINAS 3

4.1 Data Klimatologi ...................................................................................................... 27

4.1.1 Data Curah hujan dan Iklim ............................................................................. 28

4.1.2 Data Debit ........................................................................................................ 29

4.2 Analisa Data Hujan .................................................................................................. 30

4.2.1 Kalibrasi dan Perhitungan Ketersediaan Air .................................................... 31

4.2.2 Energi Tahunan dan Perkiraan Gross Revenue ............................................... 34

4.2.3 Perencanaan Turbin......................................................................................... 37

4.2.4 Tipe Generator................................................................................................. 40

4.2.5 Spesifikasi Transformer ................................................................................... 41

5. ESTIMASI BIAYA DAN ANALISA KELAYAKAN EKONOMI ..................................................... 43

5.1 Referensi Harga dan Perkiraan Biaya ........................................................................... 43

5.2 Perkiraan RAB PLTM Banea ......................................................................................... 44

5.3 Analisa Ekonomi PLTM Banea ...................................................................................... 45

5.4 Biaya Pengeluaran ....................................................................................................... 46

5.4.1 Depresiasi .............................................................................................................. 48

5.4.2 Biaya pendapatan .................................................................................................. 49

5.4.3 Analisa perhitungan .............................................................................................. 50

5 KESIMPULAN .................................................................................................................. 55


4/56



PT. DESAINAS 4

DAFTAR GAMBAR

Gambar 1 Lokasi PLTMH Banea ............................................................................................... 9

Gambar 2 Persentase luas wilayah terhadap luas kabupaten tahun 2012 ........................... 11

Gambar 3 Peta Administrasi Kabupaten Mamasa ................................................................ 11

Gambar 4 Peta DAS dan lay out PLTM Banea ....................................................................... 15

Gambar 5 Peta topografi dan lay out PLTM Banea ............................................................... 16

Gambar 6 Potongan memanjang jalur pipa PLTM Banea .................................................... 17

Gambar 7 Lokasi Bendung PLTM Banea ............................................................................... 18

Gambar 8 Lokasi Bendung PLTM Banea ............................................................................... 18

Gambar 9 Foto Lokasi Sand Trap (Bak Pengendap Sedimen) ............................................... 19

Gambar 10 Pengukuran Kecepatan Arus Dengan Current Meter ......................................... 19

Gambar 11 Foto Lokasi Jalur Penstock .................................................................................. 20

Gambar 12 Lokasi Power House ............................................................................................ 20

Gambar 13 Peta Kelistrikan Provinsi Sulawesi Barat ............................................................. 21

Gambar 14 Lokasi Pos Duga Air (AWLR) Sungai Sukuku di Kabupaten Mamasa .................. 30

Gambar 15 Peta Hujan/ Isohyet hujan tahunan di Wilayah Pulau SUlawesi ........................ 31

Gambar 16 Debit Ketersediaan Air Hasil Perhitungan Dengan Metode FJ. Mock ................ 32

Gambar 17 Plotting debit pada Flow Duration Curve (FDC) dan energi tahunan ................. 36

Gambar 18 Daerah Operasi Turbin Air .................................................................................. 39


5/56



PT. DESAINAS 5

DAFTAR TABEL

Tabel 1 Desa di Kecamatan Sumarorong beserta luasnya .................................................... 12

Tabel 2 Posisi dan Tinggi Wilayah Diatas Permukaan Laut (DPL) menurut kecamatan di

kabupaten Mamasa 2011 ...................................................................................................... 13

Tabel 3 Kapasitas Pembangkit Terpasang ............................................................................. 22

Tabel 4 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Provinsi Sulawesi Barat .................................... 23

Tabel 5 Pengembangan Pembangit di Provinsi Sulawesi Barat ............................................ 24

Tabel 6 Daya Terpasang, Produksi, dan Distribusi Listrik PT. PLN Pada Cabang/Ranting PLN

di Kabupaten Mamasa, 2009 - 2012 ...................................................................................... 24

Tabel 7 Banyaknya Pelanggan Listrik menurut Kecamatan di Kabupaten Mamasa Tahun

2007 - 2012 ............................................................................................................................ 25

Tabel 8 Banyaknya Pembangkit Listrik dan Kapasitasnya menurut Kecamatan di Kabupaten

Mamasa Tahun 2012 ............................................................................................................. 26

Tabel 9 Data Debit bulanan Stasiun duga air Sikuku ............................................................. 29

Tabel 10 Probabilitas Debit Hasil Perhitungan FJ. Mock Dan Data Untuk Kalibrasi ............ 33

Tabel 11 Faktor reduksi kapasitas, bilangan thoma, dan bilangan hisap ............................. 37

Tabel 12 Jenis Turbin Menurut Putaran Spesifik ................................................................. 39

Tabel 13 Rekapitulasi Perkiraan Awal Biaya Pembangunan PLTM Banea 2 x 750 kW.......... 44

Tabel 14 Biaya Tetap Operasional ......................................................................................... 47

Tabel 15 Biaya Pemeliharaan Rutin ....................................................................................... 47

Tabel 16 Biaya Pemeliharaan Berkala ................................................................................... 47

Tabel 17 Loan Schedule ......................................................................................................... 51

Tabel 18 Depresiasi dan Amortisasi ...................................................................................... 51

Tabel 19 Income Statement................................................................................................... 52


6/56



PT. DESAINAS 6

Tabel 20 Income Statement................................................................................................... 52

Tabel 21 Balance Sheet.......................................................................................................... 53

Tabel 22 Project IRR .............................................................................................................. 53

Tabel 23 Equity IRR ................................................................................................................ 54


7/56



PT. DESAINAS 7

1 PENDAHULUAN1.1 Latar Belakang Studi

Energi merupakan faktor terpenting dalam menunjang pembangunan nasional baik

sebagai bahan baku industri maupun sebagai bahan bakar dan catu daya kelistrikan di

hampir semua sektor pembangunan. Pemanfaatan energi akan terus meningkat sejalan

dengan meningkatnya pertumbuhan ekonomi nasional.

Pemerintah melalui Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral membuka peluang

usaha di bidang energi kelistrikan yang hasilnya kemudian dijual ke PLN dengan

diterbitkannya Kepmen No. 1122 K/30/MEM/2002 tentang Pedoman Pengusahaan

Pembangkit Tenaga Listrik Skala Kecil Tersebar dan Permen No. 002 Tahun 2006 tentang

Pengusahaan Pembangkit Listrik Tenaga Energi Terbarukan Skala Menengah sehingga

peluang ini membuka pihak swasta untuk mulai mempelajari potensi energi tenaga air

Pra Studi kelayakan ini merupakan rangkaian terpadu lingkup kegiatan dan

pemberian kriteria penilaian kualitatif dan kuantitatif suatu lokasi potensi Pembangkit

Listrik Tenaga Mikrohidro (PLTM ) mulai dari tahap awal, studi potensi, pemilihan lokasi,

spesifikasi teknis komponen peralatan yang sesuai hingga penyusunan laporan.

Penyediaan tenaga listrik di area kerja PT PLN (Persero) Wilayah Provinsi Sulawesi Barat

masih didominasi oleh pembangkit berbahan bakar minyak (BBM).


8/56



PT. DESAINAS 8

1.2 TujuanPelaporan Pra Studi kelayakan PLTM Banea bertujuan untuk menyajikan hasil Pra

Studi kelayakan semua aspek telah dilakukan dengan baik dan benar yang meliputi aspek

hidrologi, aspek lingkungan dan aspek mekanikal Elektrikal. Maksud dan tujuan

pelaksanaan pekerjaan Pra Studi kelayakan PLTM Banea adalah untuk :

Mengetahui potensi daya terbangkit PLTM yang memanfaatkan energi potensial

air Sungai Salu Banea dalam memenuhi kebutuhan listrik di desa tersebut

Mengetahui desain komponen bangunan sipil dan komponen elektro-mekanik

PLTM yang sesuai dengan potensi debit air dan tinggi jatuh sungai.

Menentukan kelayakan investasi pembangunan PLTM Banea.

Memperoleh kelayakan teknis dan ekonomi Pembangunan PLTM Banea.

1.3 Lokasi PLTMPLTM Banea terletak di Desa Banea Kecamatan Sumarorong, Kabupaten Mamasa

Provinsi Sulawesi Barat. Lokasi Proyek dapat dicapai dari Kota Makassar ke Desa Banea

sejauh 300 Km dengan menggunakan jalan propinsi dapat ditempuh dengan kendaraan

roda 4. Kondisi Jalan darat dari Kota Makassar dengan lokasi PLTM adalah jalas aspal yang

cukup bagus.

Rute Jarak

km

Waktu Tempuh dan Cara Sampai ke

Lokasi

JakartaMakassar 1600 km 2 jam perjalanan dengan pesawatterbang dari Bandar Udara Soekarno

Hatta menuju Bandar Udara Hasannudin

Makassar.

MakassarPLTMH Banea

Jalan propinsi Makassar

Desa Banea (Kabupaten

Mamasa)

300 km Ditempuh selama 10 jam dengan

menggunakan kendaraan roda empat,

kondisi jalan beraspal, cukup baik.


9/56



PT. DESAINAS 9

Gambar 1 Lokasi PLTMH Banea

Lokasi PLTMH Banea


10/56



PT. DESAINAS 10

2 KONDISI WILAYAH STUDI2.1 Kondisi Administrasi

Kabupaten Mamasa terletak pada koordinat 2o39 216 dan 03

o19288 Lintang

Selatan serta 119o00 216 dan 119

o38 144 Bujur Timur. Kabupaten Mamasa merupakan

salah satu kabupaten yang ada di Sulawesi Barat. Secara administratif, luas wilayah

Kabupaten Mamasa adalah 3.005,88 km2. Kabupaten Mamasa mempunyai ibukota

Mamasa. Adapun batas batas wilayah Kabupaten Mamasa adalah sebagai berikut:

Sebelah Utara : Kabupaten Mamuju

Sebelah Selatan : Kabupaten Polewali Mandar

Sebelah Barat : Kabupaten Majene

Sebelah Timur : Provinsi Sulawesi Selatan

Kabupaten Mamasa memiliki 17 kecamatan. Kecamatan yang letaknya terjauh dari

ibukota kabupaten adalah kecamatan Pana. Jarak antara kecamatan Pana dan ibukota

kabupaten Mamasa sejauh 75 Km, sementara kecamatan yang terdekat adalah Kecamatan

Kawalian yang jaraknya hanya 3 Km. Kecamatan Tabulahan adalah kecamatan terluas

dengan luas wilayah sebesar 513,95 m2 atau sekitar 17,10 % dari seluruh wilayah

Kabupaten Mamasa. Kecamatan di Kabupaten Mamasa serta persentase luas

kecamatannya dapat dilihat pada gambar.


11/56



PT. DESAINAS 11

Gambar 2 Persentase luas wilayah terhadap luas kabupaten tahun 2012

( Sumber : Mamasa dalam angka 2013)

Gambar 3 Peta Administrasi Kabupaten Mamasa


12/56



PT. DESAINAS 12

Sementara Kecamatan Sumarorong pada tahun 2102 tercatat memiliki luas 254

Km2

yang terbagi menjadi 10 desa/kelurahan.

Tabel 1 Desa di Kecamatan Sumarorong beserta luasnya

Desa/Kelurahan Luas Area ( Km2

)

Sibanawa 29.43

Batanguru 30.9

Tabone 15.79

Tadisi 29.32

Sasakan 37.72

Sumarorong 14.07

Batanguru Timur 39.83

Salubalo 17.82

Banea 23.9

Rante Kamase 15.22

Jumlah - Total 254

2.2 Kondisi Topografi DASWilayah Kabupaten Mamasa merupakan daerah pergunungan dan pantai. Lokasi

wilayahnya berada pada ketinggian 100 - 3000 m dpl yang beriklim tropfis.Karakter

wilayahnya bergelombang dan berbukit-bukit membentuk enclave yang sangat luas dan

sebahagian ditutupi hutan lebat yang alami. Sebagian besar wilayahnya (41,18 %) terletak

pada ketinggian di atas 900 m dpl, sementara wilayah yang berketinggian antara 500 -900

m dpl (29,41 %) dan wilayah yang berada di bawah 500 m dpl (29,41 %) yaitu di Kecamatan

Tabulahan dan Pana.

Keadaan topografi Kabupaten Mamasa bervariasi mulai dari datar, berbukit sampaibergunung-gunung dengan tingkat kemiringan yang sangat terjal. Bagian wilayah dengan

kemiringan di atas 40% menempati luasan terbesar yaitu seluas 238.670 Ha (78,74%) dan

terdapat pada hampir semua Kecamatan. Bagian wilayah yang memiliki tingkat kemiringan

08 % menempati areal yang terkecil yaitu hanya sekitar 2.410 Ha atau 2,41% dari total

luas wilayah Kabupaten Mamasa. Keadaan topografi yang demikian dan ditunjang oleh

iklim tropis yang basah mengakibatkan daerah ini dikitari oleh beberapa daerah aliran

sungai diantaranya, DAS Mamasa yang mengalir ke wilayah Kabupaten Pinrang (PLTA

Bakaru), DAS masuppu yang mengalir ke wilayah Kabupaten Pinrang dan Kabupaten


13/56



PT. DESAINAS 13

Sidrap, DAS Mapilli mengalir ke wilayah Kabupaten Sidrap dan Kabupaten Enrekang, DAS

Mamuju mengalir ke wilayah Kabupaten Mamuju, dan DAS Bone Hau mengalir ke Wilayah

Kabupaten Mamuju Utara. Dengan Kekhasan wilayah Kabupaten Mamasa yang didominasi

oleh dataran tinggi, maka potensi yang diunggulkan diantanya adalah: pertambangan,

Kepariwisataan, Kehutanan, Pertanian, Perkebunan dan Perikanan air tawar.

Tabel 2 Posisi dan Tinggi Wilayah Diatas Permukaan Laut (DPL) menurut kecamatan di

kabupaten Mamasa 2011

Kecamatan Bujur LintangTinggi DPL

(m)

1 2 3 4

Sumarorong 11920 310 325 2.100

Messawa 11920 315 300 1.750

Pana 11935 305 325 2.325

Nosu 11930 310 1.437 2.450

Tabang 11930 250 700 2.750

Mamasa11925

250

1.025

3.000Tanduk Kalua 11915 300 1.050 2.000

Balla 11915 255 1.100 1.875

Sesenapadang 11920 300 1.300 2.600

Tawalian 11925 255 1.200 2.275

Pana 11910 300 175 1.550

Pana 11915 255 950 1.475

Rantebulahan Timur 11910 300 850 2.725

Mehalaan *) *) 650 655

Aralle 11910 250 500 2.350

Buntu Malangka *) *) 650 950

Tabulahan 11910 245 100 2.950

*) Data tidak tersedia

Sumber : Badan Pertanahan Nasional Kabupaten Mamasa


14/56



PT. DESAINAS 14

2.3 Kondisi PLTMH BaneaKondisi Daerah Aliran Sungai (DAS) Sungai Banea sebagian besar merupakan

persawahan. Dari pengukuran topografi pada Sungai Banea, elevasi rencana bendung

terletak pada elevasi + 1030 m sedangkan elevasi rencana powerhouse adalah + 964 m

sehingga perkiraan gross head adalah 66 meter. Direncanakan menggunakan pipa pesat

dengan panjang pipa pesat (penstock) 800 meter dengan perkiraan diameter adalah 1,27

meter.

Jarak power house ke Jalan Raya (dengan jaringan Transmisi Menengah/TM) adalah

0,5 km dengan jarak ke rumah penduduk terdekat adalah 700 meter. Jalur rencana jalur

penstock dan lokasi power house direncanakan di sebelah kiri jalan dengan pertimbangan

kondisi topografi yang lebih landai dibandingkan sebelah kanan jalan.

Data teknis PLTM Banea adalah sebagai berikut :

a. Koordinat bendung = 761541.684 ; 9650157.732

b. Koordinat rencana Power house = 761367.791 ; 9649449.935

c. Elevasi bendung = + 1030 m

d. Elevasi Power house = + 964 m

e. Gross head = 66 meter

f. panjang pipa pesat = 800 meter

g. tebal pipa (baja) = 10 mm

h. lebar bendung = 14 meter

i. tinggi rencana bendung = 3 meter


15/56



PT. DESAINAS 15

Gambar 4 Peta DAS dan lay out PLTM Banea

Mamasa

Sumaroron

Bendung

Power House


16/56



PT. DESAINAS 16

Gambar 5 Peta topografi dan lay out PLTM Banea

Bendung

Power House


17/56



PT. DESAINAS 17

Gambar 6 Potongan memanjang jalur pipa PLTM Banea

Bendung

POWER HOUSE

BENDUNG


18/56



PT. DESAINAS 18

2.4 Dokumentasi LapanganKondisi lokasi PLTM Banea dapat dilihat pada dokumentasir sbb :

Gambar 7 Lokasi Bendung PLTM Banea

Gambar 8 Lokasi Bendung PLTM Banea


19/56



PT. DESAINAS 19

Gambar 9 Foto Lokasi Sand Trap (Bak Pengendap Sedimen)

Gambar 10 Pengukuran Kecepatan Arus Dengan Current Meter


20/56



PT. DESAINAS 20

Gambar 11 Foto Lokasi Jalur Penstock

Gambar 12 Lokasi Power House


21/56



PT. DESAINAS 21

3 KONDISI SISTIM KELISTRIKAN3.1 Kondisi Umum Kelistrikan Provinsi Sulawesi Barat

Kebutuhan tenaga listrik Provinsi Sulawesi Barat saat ini dipasok dari 3 gardu induk

150 kV, yaitu Polmas, Majene dan Mamuju yang terinterkoneksi dengan system Sulawesi

Selatan. Gardu induk tersebut mendapat pasokan dari pembangkit pembangkit yang ada di

sistem kelistrikan interkoneksi Sulawesi Selatan dan Sulawesi Barat (Sulselbar). Selain itu

terdapat pembangkit skala kecil yang beroperasi pada sistem isolated untuk kebutuhan

setempat. Peta kelistrikan saat ini dan rencana pengembangannya di Provinsi Sulawesi

Barat dapat dilihat pada gambar.

Gambar 13 Peta Kelistrikan Provinsi Sulawesi Barat

Kapasitas ketiga gardu induk tersebut saat ini adalah 60 MVA. Sistem isolated yang

belum tersambung ke grid masih dipasok dari PLTD. Beban puncak seluruh propinsi Sulbar


22/56



PT. DESAINAS 22

adalah 30 MW. Adapun pembangkit yang beroperasi secara isolated pada saat ini

diberikan pada tabel.

Tabel 3 Kapasitas Pembangkit Terpasang

No PembangkitJenis

Pembangkit

Bahan

BakarPemilik

Kapasitas (MW)

Terpasang Mampu

Grid 20 kV Sist.

SULSELRABAR

1 PLTD Mamuju PLTD HSD PLN 1.474 1.420

PLTD Isolated

2 PLTD Mambi PLTD HSD PLN 0.240 0.220

3 PLTD Babana PLTD HSD PLN 0.040 0.040

4 PLTD Topoyo PLTD HSD PLN 0.200 0.1105 PLTD Karossa PLTD HSD PLN 0.530 0.420

6 PLTD Baras PLTD HSD PLN 0.820 0.490

7 PLTD Pasang Kayu PLTD HSD PLN 2.820 2.010

8 PLTD Sarjo PLTD HSD PLN 0.140 0.123

4.790 3.413

Jumlah 6.26 4.83

3.1.1 Proyeksi Kebutuhan ListrikProvinsi Sulawesi Barat yang dibentuk pada tahun 2003 dengan Mamuju sebagai

ibukotanya merupakan daerah yang sedang berkembang. Rasio elektrifikasi baru sekitar

51%, sehingga masih terdapat banyak calon pelanggan rumah tangga yang membutuhkan

pasokan listrik. Kondisi ini akan diikuti oleh tumbuhnya konsumen bisnis. Kebutuhan listrik

di Provinsi Sulawesi Barat tahun 20062010 tumbuh rata-rata 9,6% per tahun, walaupun

telah dilakukan pengendalian penyambungan baru karena keterbatasan daya pembangkit.

Sedangkan dalam periode yang sama, pertumbuhan ekonomi meningkat rata-rata 8,8 %

per tahun. Dari pertumbuhan konsumsi listrik dalam lima tahun terakhir, dan

memperhatikan potensi pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan jumlah penduduk

serta peningkatan rasio elektrifikasi, proyeksi kebutuhan listrik tahun 20112020 diberikan

pada tabel.


23/56



PT. DESAINAS 23

Tabel 4 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Provinsi Sulawesi Barat

Tahun Penjualan

(GWh)

Produksi

(GWh)

Beban Puncak

(MW)

Jumlah

Pelanggan

2011 138.7 162.0 33.3 109 590

2012 165.2 193.0 39.6 121 099

2013 196.7 229.8 47.2 133 013

2014 227.6 265.8 54.5 145 856

2015 250.8 292.9 60.0 156 372

2016 275.7 322.0 66.1 167 747

2017 302.5 353.3 72.4 180 059

2018 331.4 386.9 79.1 193 390

2019 362.4 423.1 86.7 207 834

2020 395.8 462.0 94.6 223 490

Pertumbuhan 12.7 % 12.6 % 12.6 % 8.3 %

3.1.2 Pengembangan Tenaga ListrikProvinsi Sulawesi Barat dengan kondisi alamnya yang bergunung-gunung

menyimpan potensi tenaga air yang sangat besar untuk dikembangkan menjadi PLTA

hingga sekitar 1000 MW. Memperhatikan besarnya potensi tenaga air di Sulawesi Barat,

prioritas pertama dalam mengembangkan pembangkit adalah membangun PLTA, namun

pembangunan PLTA tersebut perlu didukung oleh Pra Studi kelayakan yang baik. Untuk

memenuhi kebutuhan sampai dengan tahun 2020, di Provinsi Sulawesi Barat direncanakan

akan dibangun pembangkit 167 MW yang akan masuk ke grid 150 kV sistem Sulselbar.

Pembangkit tersebut adalah PLTU 2x25 MW (salah satu proyek FTP2) yang akan dibangun

oleh swasta, dan PLTA Poko 117 MW yang akan dikembangkan oleh PLN sebagaimana

ditunjukkan pada tabel B11.3. Apabila tambahan pembangkit baru 167 MW tersebut

selesai beroperasi dan mengingat beban puncak Provinsi Sulbar pada saat itu sekitar 95

MW, maka Provinsi Sulbar akan memasok kelebihan daya ke sistem interkoneksi Sulselbar.


24/56



PT. DESAINAS 24

Selain itu terdapat potensi PLTA di sungai Karama yang sangat besar, yaitu mencapai

450 MW, dan saat ini sedang dibuat studi kelayakanya oleh perusahaan swasta

bekerjasama dengan Pemerintah Provinsi Sulawesi Barat. Proyek PLTA ini merupakan

sebuah proyek Kerjasama Pemerintah Swasta (KPS) unsolicited.

Tabel 5 Pengembangan Pembangit di Provinsi Sulawesi Barat

No Proyek Pemilik Jenis MW COD Status

1 Mamuju (FTP2) Swasta PLTU 2 x 25 2015 Rencana

2 Poko PLN PLTA 117 2020 Rencana

Total Kapasitas 167

3.2 Kondisi Kelistrikan Kabupaten MamasaBerdasarkan data dari PLN Ranting Mamasa, pada tahun 2012 PLN Mamasa

mempunyai pelanggan sebanyak 4,469. Daya terpasang di Kabupaten Mamasa pada tahun

2012 tercatat sebesar 7,395,121 KW. Produksi listriknya sebesar 7,388,914 KWh. Daya

terpasang, produksi, dan distribusi listrik PLN di kabupaten Mamasa dapat dilihat pada

tabel.

Tabel 6 Daya Terpasang, Produksi, dan Distribusi Listrik PT. PLN Pada Cabang/Ranting

PLN di Kabupaten Mamasa, 2009 - 2012

TahunDaya Terpasang Produksi Listrik Listrik Terjual Dipakai Sendiri Susut/hilang

KW (KWh) (KWh) (KWh) (KWh)

2008 - - - - -

2009 - - - - -

2010 - - - - -2011 - - - - -

2012 7,395,121 7,388,914 6,536,121 4,803 852,792

Pelanggan listrik di Kabupaten Mamasa mengalami peningkatan stiap tahunnya

sebesar %. Masih banyak kecamatan seperti Pana dan Nosu yang belum mendapatkan

pasokan listrik dari PLN. Kecamatan Mamasa merupakan pelanggan listrik terbanyak yaitu

sekitar 1893 pada tahun 2012 dan mungkin akan meningkat pada tahun berikutnya.

Berikut banyaknya pelanggan listrik menurut kecamatan dapat dilihat pada tabel.


25/56



PT. DESAINAS 25

Tabel 7 Banyaknya Pelanggan Listrik menurut Kecamatan di Kabupaten Mamasa Tahun

2007 - 2012

Kecamatan 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Sumarorong 503 535 581 586 886 910Messawa 349 369 392 416 388 388

Pana 0 0 0 0 0 0

Nosu 0 0 0 0 0 0

Tabang 0 0 0 0 0 0

Mamasa 1304 1397 1639 1692 1761 1893

Tanduk Kalua 197 212 225 224 296 303

Balla 79 113 124 0 177 189

Sesenapadang 60 70 76 0 99 130

Tawallan 96 10 31 370 182 191

Mambi 0 0 0 352 358 361

Bambang 0 0 0 105 104 104

Rant.Timur 0 0 0 0 0 0

Aralle 0 0 0 0 0 0

Tabulahan 0 0 0 0 0 0

Jumlah Total 2588 2706 3068 3745 4251 4469

Pembangkit Tenaga listrik yang berada di Kabupaten Mamasa yang telah dibangun

dan beroperasi adalah PLTMH ( Pembangkit Listrik Tenaga Mikro Hydro ) dan PLTS (

Pembangkit Listrik Tenaga Surya ). Data dari PLN menunjukan Jumlah unit PLTMH yang

telah beroperasi sebanyak 23 unit dengan kapaitas pembangkit antara 10 sampai 15 KW.

Semua PLTMH tersebar di semua kecamatan-kecamatan di Kabupaten Mamasa. Berikut

data PLTMH dan PLTS di Kabupaten Mamasa pada tahun 2012 dapat dilihat pada tabel.


26/56



PT. DESAINAS 26

Tabel 8 Banyaknya Pembangkit Listrik dan Kapasitasnya menurut Kecamatan di

Kabupaten Mamasa Tahun 2012

Kecamatan

PLTMH PLTS

Jumlah Unit Kapasitas (KW) Jumlah UnitKapasitas

(W)

Sumarorong 0 0 0 0

Messawa 2 10 dan 15 0 0

Pana 0 0 0 0

Nosu 0 0 0 0

Tabang 2 10 dan 15 48 50

Mamasa 2 10 dan 15 0 0

Tanduk Kalua 2 10 dan 15 0 0

Balla 2 10 dan 15 125 50

Sesenapadang 3 10 - 15 0 0

Tawallan 2 15 dan 20 0 0

Mambi 2 10 dan 10 0 0

Bambang 2 15 dan 15 144 50

Rant.Timur 1 10 48 dan 1 induk 50 dan 5000

Aralle 2 10 dan 10 0 0

Tabulahan 1 15 0 0

Jumlah Total 23 0 366 0


27/56



PT. DESAINAS 27

4 ANALISIS HIDROLOGI4.1 Data Klimatologi

Kondisi hidrologi, dalam hal ini meliputi potensi debit dan curah hujan dimana

termasuk di dalamnya tentang perubahan iklim, menjadi parameter rujukan yang

diperlukan untuk pengembangan PLTM. Kondisi ini secara alami sangat mempengaruhi

skema pembangunan sistem PLTM dan memastikan kelayakan pembangunan PLTM yang

direncanakan.

Data dan informasi yang diperlukan dalam analisis hidrologi mencakup kondisi

topografi daerah tangkapan air yang mendapatkan limpahan aliran curah hujan dalam

kurun waktu tertentu dalam mendukung beroperasinya PLTM sesuai dengan daya yang

direncanakan. Data-data tersebut khususnya adalah :

a. Debit aliran sungai, baik melalui data primer dengan pengukuran debit aliran

secara langsung maupun data turunan yang dianalisis dari data-data klimatologi,

topografi dan penggunaan lahan.

b. Survai aliran dan topografi secara langsung untuk menentukan head, debit, sifat

aliran serta tingkat sedimentasi.

c. Data-data klimatologi di sekitar daerah tangkapan air.

d. Analisis debit banjir, debit minimum dan penempatan Stasiun isi dan elevasi

bangunan2 utama yang memberikan potensi head optimum dan aman terhadap

debit banjir.

Kelayakan secara hidrologi merupakan standar minimum bagi pembangunan PLTM,

dalam arti bahwa jika secara hidrologi suatu PLTM tidak memenuhi kriteria kelayakan,


28/56



PT. DESAINAS 28

maka kelayakan dari aspek lain tidak berpengaruh apa-apa dalam pengambilan keputusan.

Kelayakan hidrologi memerlukan kondisi minimal sebagai berikut :

Terdapat aliran aliran air di sungai dengan debit yang mencukupi debit desainturbin.

Ketersediaan aliran air di sungai sepanjang tahun baik musim hujan maupun musim

kering, maksimal 3-4 bulan kering dalam 1 tahun dan bulan-bulan lainnya dalam

keadaan basah. Bulan kering yang dimaksud adalah musim kemarau yang sama

sekali tidak ada atau sangat sedikit turun hujan. Bulan basah adalah musim

penghujan yang banyak turun hujan atau terdapat hujan lebat pada bulan tersebut.

Untuk melakukan analisis kondisi aliran sungai dalam jangka panjang di masa

depan, diperlukan serangkaian data dan kejadian dalam kurun waktu yang mencukupi.

Minimal kurun waktu tersebut mencakup sebuah siklus hidrologi. Tetapi karena seringkali

kejadian iklim tidak terduga sifatnya, maka semakin panjang kurun waktu kejadian akan

semakin baik dalam memprediksi kemungkinan kejadian di masa depan. Sudah barang

tentu faktor kualitas dan kecermatan data sangat menentukan hasil analisis.

4.1.1 Data Curah hujan dan IklimData-data hujan dengan relevansi, kelengkapan dan akurasi yang baik sangat

menentukan dalam proses analisis dan perencanaan. Data hujan tersebut didapat dari

stasiun BMKG Majene. Lokasi Stasiun ini terletak di Kabupaten Majene dengan

ketersediaan data selama 20 tahun terakhir (1993 - 2012), yang meliputi aspek data :

Curah hujan, Hujan harian maksimum, Hari hujan, Temperatur udara, Kelembaban rata-

rata, Tingkat penyinaran matahari, Kecepatan angin.

Dari data hujan harian dan bulanan dari Pos BMKG Majene terlihat data hujan

tahunan rata-rata adalah 1626 mm/tahun dengan curah hujan hampir merata sepanjang

tahun. Curah hujan tahunan tertinggi tercatat pada tahun 2007 sebesar 2185 mm/tahun.

Rata-rata jumlah hari hujan dalam 1 tahun adalah 154 hari dengan rata-rata tiap bulan

adalah 13 hari hujan. Suhu rata rata berkisar 27,7oC dengan suhu rata-rata tertinggi adalah

28, 1oc pada tahun 2011. Kelembapan berkisar 81 % dan kecepatan angin rata-rata adalah

4,2 knot.


29/56



PT. DESAINAS 29

4.1.2 Data DebitSelain data hujan, di sekitar lokasi studi terdapat Stasiun duga air (AWLR /

Automatic Water Level Recorder) yang di bangun oleh DPMA Puslitbang Air Dinas

Pekerjaan Umum yang terletak di Bandung. Data ukur debit yang diperoleh adalah :

Stasiun Duga air (AWLR) Sungai Sikuku dengan Data-data sebagai berikut :

Induk Sungai : Sungai Sikuku

Koordinat Pos Duga air : 03o1407LS119

o1952BT

Luas Daerah Aliran Sungai : 908 km2

Data yang tersedia : 15 tahun

Data yang tersedia adalah sebagai berikut :

Tabel 9 Data Debit bulanan Stasiun duga air Sikuku

Tahun Jan Feb Mar Apr Mei Jun Jul Ags Sep Okt Nov Des

1990 75.6 123.0 62.7 103.0 94.6 87.9 82.2 47.9 40.6 31.2 24.7 38.9

1991 32.1 21.1 25.4 41.1 37.3 30.0 22.2 16.6 18.8 14.3 34.0 95.4

1992 57.6 48.7 59.2 80.2 109.0 67.6 43.2 35.9 47.9 34.3 42.1 65.1

1993 76.2 43.9 65.7 78.5 82.5 80.5 52.8 32.1 23.4 26.8 40.8 81.8

1994 54.5 97.2 120.0 85.7 93.1 68.2 34.6 26.4 24.1 28.1 17.9 23.6

1995 39.5 64.1 68.0 69.2 84.6 82.0 59.0 29.4 25.8 42.1 86.5 47.2

1996 54.0 62.4 72.2 68.8 76.0 64.6 40.8 40.2 43.7 79.6 105.0 131.0

1997 75.9 56.5 58.1 82.4 71.5 44.3 41.9 24.8 17.7 23.5 22.9 53.7

1998 73.9 92.3 85.6 259.0 158.0 109.0 95.4 78.5 59.5 84.7 76.6 40.6

19992000

2001

2002

2003 98.9 146.4 139.2 219.0 208.3 109.1 116.8 110.3 112.5 120.0 123.3 232.3

2004 87.2 88.6 93.2 114.0 63.8 45.2 26.9 15.7 18.8 7.0 20.1 95.4

2005 89.6 151.3 114.3 143.9 213.1 172.7 140.1 112.3 82.9 184.0 153.4 145.8

2006 43.2 32.7 22.8 31.7 38.2 49.9 28.8 19.1 15.1 7.8 11.6 44.7

2007

2008

2009 362.0 311.2 394.4 495.7 525.1 289.8 172.3 85.6 93.5 121.5 102.6 239.9

2010 225.0 335.9 500.0 392.5 477.1 224.7 188.6 336.0 380.2 394.2 566.1 414.2

Rata-rata 96.34 1 11.69 125. 39 150. 98 155. 48 101. 70 76. 38 67 .38 66.97 79.94 95.17 116.64

Konversi 6.05 7.01 7.87 9.48 9.76 6.38 4.79 4.23 4.20 5.02 5.97 7.32


30/56



PT. DESAINAS 30

Gambar 14 Lokasi Pos Duga Air (AWLR) Sungai Sukuku di Kabupaten Mamasa

4.2 Analisa Data HujanBerdasarkan peta Isohyet hujan dari BMKG dan Bakosurtanal untuk daerah

Sulawesi Barat seperti terlihat pada Gambar dibawah ini diketahui bahwa hujan tahunan

pada kabupaten Mamasa yang merupakan wilayah DAS (Daerah Aliran Sungai) Sungai

Sikuku pada kisaran 3000 - 3500 mm per tahun. Dari gambar lokasi Stasiun hujan, pada

wilayah DAS PLTM Banea Stasiun hujan yang terdekat adalah Stasiun BMKG Majene yang

terletak di Kabupaten Majene.

Data-data hujan bulanan yang digunakan dalam perhitungan ketersediaan air

adalah Stasiun Hujan Majene. Dari data -data hujan rata-rata bulanan terlihat semakin ke

arah selatan curah hujan semakin besar sesuai dengan peta hujan / isohyet berikut ini.


31/56



PT. DESAINAS 31

Gambar 15 Peta Hujan/ Isohyet hujan tahunan di Wilayah Pulau SUlawesi

4.2.1 Kalibrasi dan Perhitungan Ketersediaan AirUntuk memeriksa hasil perhitungan digunakan data ukur dari Stasiun duga air yang

dekat dengan lokasi PLTM Banea. Kegunaan kalibrasi ini dalam perhitungan FJ Mock untuk

mencari parameter-parameter yang menggambarkan kondisi DAS Sungai Banea.

Paramater-parameter tersebut adalah : Koefisien infiltrasi, Koefisien Pengaliran (Base

flow), asumsi GSOM. Data luas DAS pada Stasiun duga air Sikuku adalah 908 km2,

sedangkan luas DAS PLTM Banea adalah 57 km2

sehingga ratio nya adalah 57/908 = 0,063.

Selanjutnya debit kalibrasi dari Pos Duga Air (AWLR) Sungai Sikuku selanjutnya

digunakan untuk mencari parameter-parameter dalam metode perhitungan FJ. Mock

berikut :

Lokasi PLTM Banea


32/56



PT. DESAINAS 32

Gambar 16 Debit Ketersediaan Air Hasil Perhitungan Dengan Metode FJ. Mock

Tabel probabilitas debit data ukur hasil perhitungan ketersediaan air :


33/56



PT. DESAINAS 33

Tabel 10 Probabilitas Debit Hasil Perhitungan FJ. Mock Dan Data Untuk Kalibrasi

Selanjutnya dilaksanakan Simulasi jumlah dan kapasitas turbin dengan debit yang

diperlukan berdasarkan grafik Flow Duration Curve(FDC) dengan menggunakan parameter

berikut :

perkiraan tinggi net head = 62,95 meter

efisiensi turbin = 0,82

gravitasi = 9,81 m/s2

Untuk menentukan besarnya daya maka perkiraan kebutuhan debit didasarkan atas

formula umum :

P = .g.Q.Heff

dimana :

P = Daya pembangkitan, dalam kW

= Koefisien efisiensi turbin dan generator, masing-masing sebesar 85% dan 96%,

atau efisiensi total = 85% x 96% = 82%

Heff = Tinggi jatuh bersih = Tinggi jatuh kotorKehilangan tinggi energi (head loss).

Tinggi jatuh kotor diperhitungkan antara muka air di kolam penenang atau inlet pipa pesat

dan muka air di tailrace = 66 m. Headloss sepanjang pipa pesat didominasi oleh friction

loss. Hasil simulasi adalah sebagai berikut :


34/56



PT. DESAINAS 34

No MHPP Location 1 River Name 2/18/2014Multiplier Location Factor = 1.1

Number Of Turbine 2

No Turbine 1 2

Total Average

Exceedence 60.0 60.0 60.0

Multiplier Factor Q 1 1 1 1 1 1 1 1

Multiplication Factor > 1

m3/s 3.17 3.17 3.2

Total Q m3/s 3.17 3.17

Turbine Capacity kW 1566 1566.2 3132.4

Total Average

Probability of Exceedence % 78.8 61.7 70.2

Intalled Capacity Mw 0.75 0.75 1.50

Discharge Design m3/s 1.52 1.52

Discharge Total m3/s 1.52 3.04 3.04

Banea

2

Simulation based on water balance

Simulation based on Installed Turbine

Last Update:

Hidrology Simulation

Dari hasil simulasi, potensi pengembangan PLTM Banea berdasarkan grafik FDC

adalah 2 x 750 kW dengan kebutuhan total debit adalah 3,04 m3/detik dengan probabilitas

rata-rata adalah 70,2 % yang berarti diperkirakan selama 8,5 bulan dalam setahun PLTM

dapat beroperasi pada daya 1500 KW.

4.2.2

Energi Tahunan dan Perkiraan Gross Revenue

Energi tahunan adalah energi / daya yang dapat dihasilkan oleh PLTM Banea 2 x

750 kW selama 1 tahun beroperasi. Energi tahunan dihitung berdasarkan data grafik Flow

Duration Curve (FDC) dengan memperhitungkan debit minimum dan maksimum untuk

operasi turbin. Hasil simulasi operasi pembangit dengan memperhitungkan factor

ketersediaan air (hidrologi) yaitu dari grafik Flow Duration Curve adalah :

Debit turbin (2 unit) = 3,04 m3/detik.

Debit 1 turbin = 1,52 m3/detik

Debit max turbin (105% debit turbin) = 3,19 m3/detik

Debit max turbin (40% debit turbin) = 1,21m3/detik

Perkiraan net head = 62,95 m

Efisiensi = 0,82

Debit pemeliharaan sungai (ekologi) = 0,30 m3/detik

Ketersediaan pembangkit (availability factor) = 0,85


35/56



PT. DESAINAS 35

Perkiraan debit rata-rata operasi tahunan = 3,04 m3/detik

Energi tahunan terpasang = 13.14 GWh

Energi yang dihasilkan pembangkit = 8,06 GWh

Capacity Factor (CF) = 61,31 %

Sesuai dengan Permen ESDM no Lokasi PLTM Dari energi tahunan tersebut, perkiraan

potensi pendapatan (revenue ) dengan memperhitungkan harga jual listrik ke PLN Rp. 656

x 1,2 = Rp. 787,20 per KWh adalah :

Koefisien wilayah

Harga Dasar

harga jual PLN

Gross Revenue

656.00Rp

787.20Rp

6,341,622,807.41Rp

1.20


36/56



PT. DESAINAS 36

Plottingdebit operasi turbin pada grafik FDC adalah sebagai berikut :

Gambar 17 Plotting debit pada Flow Duration Curve (FDC) dan energi tahunan

Debit Max Turbin

Debit Min Turbin


37/56



PT. DESAINAS 37

Dari energi tahunan tersebut perkiraan potensi pendapatan (revenue ) dengan

memperhitungkan harga jual listrik ke PLN Rp. 656 x 1,2 = Rp. 787 per KWh adalah :

4.2.3 Perencanaan TurbinProsedur penentuan tipe turbin didasarkan pada data-data head (H), kapasitas aliran air

(Q), dan kecepatan putar (n) poros turbin. Kecepatan putar biasanya ditentukan sama

dengan kecepatan putar generatornya. Dari putaran spesifik (nq ) selanjutnya dapat

ditentukan tipe turbin yang tepat untuk kondisi tersebut. Dalam perencanaan turbin ini,

data-data perencanaan yang diambil adalah sebagai berikut :

- Tinggi air jatuh, H dalam satuan (meter)

- Kapasitas aliran maksimum, Q1/1dalam satuan (m3/det)

- Putaran operasi turbin, n dalam satuan rpm.

Maka putaran spesifik turbin untuk pada kapasitas aliran maksimumnya (nq1/1)

adalah sebagai berikut:

4/3H

Qnnq

Berdasarkan harga kecepatan spesifik menurut Tabel 1.di atas, maka akan terlihat jenis

turbin yang cocok untuk head, debit, dan putaran operasi yang telah di tentukan. Setelah

putaran spesifik diperoleh,maka dengan menggunakan Tabel 29. berikut ini dapat

ditentukan beberapa parameter yang diperlukan pada perhitungan selanjutnya.

Tabel 11 Faktor reduksi kapasitas, bilangan thoma, dan bilangan hisap

(nq)1/1 Q/Q1/1 (Sq)1/1

30 0.04 0.80 0.84 0.98

60 0.11 0.83 0.86 0.96

90 0.22 0.85 0.86 0.91

120 0.31 0.87 0.85 0.86


38/56



PT. DESAINAS 38

4.2.3.1 Daya TurbinDirencanakan PLTM Banea akan dipasang 2 buah turbin dengan kapasitas identik.

Dengan asumsi effisiensi total mekanik (turbin, bearing, coupling, seals) 86 %, efisiensi

elektrik total (generator, transformator, panel) 95 %, maka daya yang mampu dibangkitkan

adalah sebagai berikut :

P = mekanik. elektrik. .Q.g.He

4.2.3.2 Pemilihan Tipe TurbinMengacu pada prosedur yang ditetapkan oleh USBR ( United Stated Beareau of

Reclamation ) untuk menentukan tipe turbin, pertama-tama dilakukan dengan cara

menghitung putaran spesifik coba-coba. Putaran spesifik coba-coba dihitung menggunakan

formula:

H

ns

2334

Dengan adanya output turbin, maka putaran turbin dapat dihitung sebagai berikut:

N

Hn

n s

4/5

Jika turbin akan direct couple terhadap generator maka proses iterasi akan

dilakukan di putaran 3000 rpm, 1500 rpm, 1000 rpm, 750 rpm dan seterusnya (untuk

generator dengan frekuensi 50 Hz), pada proses iterasi pertama dicoba dipilih putaran

turbin sebesar 1000 rpm (8 pole, 50 Hz) karena putaran generator ini paling mendekati

putaran kira-kira. Dengan putaran turbin 1000 rpm maka dapat dihitung specific speed(nq)

adalah sebagai berikut :

4/3H

Qnnq


39/56



PT. DESAINAS 39

Tabel 12 Jenis Turbin Menurut Putaran Spesifik

TIPE TURBIN PUTARAN SPESIFIK (nq)

Turbin Pelton 0 - 10

Turbin Francis kecepatan rendah 10 - 30

Turbin Francis kecepatan menengah 30 - 60

Turbin Francis kecepatan tinggi 50 - 150

Turbin Propeler dan Kaplan 110 - 500

Gambar 18 Daerah Operasi Turbin Air

Mengacu pada gambar 55 diatas, dapat disimpulkan bahwa turbin untuk PLTM

Banea dengan debit 3,04 m3/detik dan nett head sebesar 62,95 didapatkan jenis turbin

jenis turbin Francis.


40/56



PT. DESAINAS 40

Turbine Type

Ntt Head 62.95 m

Discharge (Q) 3.04 m3/s

Turbine Capacity 1531.76 kW

Turbine Number 2.00 unit

Turbine Discharge 1.52 m3/s

Trial Speed (ns) 294.18 rpm

Turbine Rotation 1627.84 rpm

Turbine Rotational Correction 1000.00 rpm

Specific Speed 180.72 rpm

Turbine type Francis Normal SpeedTailrace Elevation 964.00 m

Atmospheric Pressure 87592.40 Pa

Thoma Capitation Number () 0.10

Suction Head (Hs) 2.40 m

Turbine Inertia (WR2) 231.34 Nm2

Generator Inertia (WR2) 189.42 Nm2

Turbine Runaway Speed (nr) 1781.32

Turbine Dimension

3 0.67

D3 0.45 m

D2 0.45 m

D1 0.54 m

Turbine Weight (W) 3648.31 kg

Turbine Shaft Size 95.78 mm

4.2.4 Tipe GeneratorProses fabrikasi generator harus sesuai dengan spesifikasi yang telah dibuat dan

atau standar yang dipakai harus diurai secara rinci mulai dari penggunaan bahan baku,

pabrikasi, pemasangan, peralatan Testing parsial/individual dan Komissioning dibuat oleh

Rekanan secara integrasi dengan sistim yang ada dan harus mengikuti persaratan yang

disebutkan dibawah ini;

Generator yang dipergunakan adalah tipe poros horizontal, medan rotasi, tipe

sinkron kutub yang sesuai dan kompatibel dengan type turbine yang dipilih dan dengan

output kW pada power factor yang sama dengan output turbine Generator seluruhnya di


41/56



PT. DESAINAS 41

beri penutup dan dilengkapi ventilasi dan berpendingin udara. Rating dari setiap generator

adalah sebagai berikut:

Rated output 2000 kW

Class rating continuous

Rated power factor 0,8 lagging

Phasa dan frekwensi 3 phasa, 50 Hz

Rated voltage 6.3kV

Rated speed 1000 rpm

Maks over speed 1.61.8 Rated Speed

Ambient temperature (C) 40

Protection degree IP23

Double bearing

Putaran gen (DE) kanan (CW)

Generator harus sesuai untuk operasi isolasi (melayani beban tersendiri) atau kerja

pararel dengan generator lainya.

4.2.5 Spesifikasi TransformerTransformer daya yang akan dipergunakan untuk PLTM Banea mempunyai

spesifikasi sebagai berikut:

Power Transformer

Desain Standard IEC

Kapasitas 4000 kVA

Nominal High Voltage 20 kV

High Voltage Winding insulation 24 kV

Impulse Test Voltage 125 kV

Nominal Rating 6.3kV

Number of Phases 3

Nominal frequency 50Hz

Vector Group Ynd 5


42/56



PT. DESAINAS 42

Type of Cooling ONAN

Short Circuit Voltage at 750C 6 %

Type of Tap Changer Off load

Tappings 5%

in 2,5 % steps

Neutral Grounding Resistance 40

Temperature insulation Class A

Max Temperature rise of windings 65C

Max Temperature rise ambienrt 40C 60C

Max allowable noise level at 3 m radius 34 dB

Lokasi Outdoor


43/56



PT. DESAINAS 43

5. ESTIMASI BIAYA DAN ANALISA KELAYAKAN EKONOMI

Suatu lokasi potensi PLTMH terdapat beberapa kemungkinan konfigurasi peralatan,

khususnya mekanikal dan elektrikal yang bisa dipakai. Selain itu konfigurasi bangunan sipil

serta penentuan lokasi intake dan juga power house akan mempengaruhi konfigurasi

sistem. Pilihan konfigurasi ini akan mempengaruhi daya output dan biaya pengerjaan.

Konfigurasi yang dipilih merupakan alternatif terbaik secara teknis dan rasio biaya per

output.

5.1 Referensi Harga dan Perkiraan Biaya

Harga-harga yang digunakan sebagai referensi biaya proyek adalah sebagai berikut:

Kontrak atau hasil studi PLTM yang telah dilakukan dengan mempertimbangkan

faktor kesesuaian kapasitas dan eskalasi akibat laju inflasi.

Jurnal atau daftar harga satuan material dan upah kerja setempat edisi xxxii tahun

2013 Harga satuan bahan bangunan konstruksi dan interior untuk wilayah Provinsi

Sulawesi Barat.

Analisis harga satuan (BOQ) standar nasional Indonesia (SNI).

Perhitungan perkiraan biaya proyek dilakukan dalam bentuk mata uang rupiah.


44/56



PT. DESAINAS 44

5.2 Perkiraan RAB PLTM Banea

Perkiraan awal harga pekerjaan konstruksi PLTM Banea 2 x 750 kW adalah sebagai

berikut :

Tabel 13 Rekapitulasi Perkiraan Awal Biaya Pembangunan PLTM Banea 2 x 750 kW

Terbilang :

tiga puluh satu milyar sembilan ratus empat puluh delapan juta lima ratus ribu

rupiah


45/56



PT. DESAINAS 45

5.3 Analisa Ekonomi PLTM Banea

Terdapat banyak metode yang dapat digunakan untuk menilai kelayakan ekonomi

suatu investasi usaha. Beberapa metode yang sering digunakan antara lain :

Metode ekivalensi nilai sekarang (present worth analysis) atau yang lebih dikenal dengan

istilah NPV atau Net Present Value). Metode ini didasarkan atas nilai sekarang bersih dari

hasil perhitungan nilai sekarang aliran dana masuk (revenue) dengan nilai sekarang aliran

dana keluar (pengeluaran) selama jangka waktlu analisis dan suku bunga tertentu. Criteria

kelayakannya adalah apabila nilai sekarang bersih atau NPV > 0, yang dirumuskan dengan

NPV = ( PV Pendapatan - PV Pengeluaran). Metode ekivalensi nilai tahunan (annual

worth analysis). Metode ini didasarkan pada ekivalensi nilai tahunan dari aliran dana

masuk dan aliran dana keluar (nilai Abersih). Criteria kelayakannya adalah apabila nilai Abersih

lebih besar daripada 0 atau Abersih> 0

1. Metode ekivalensi nilai yang akan datang (Future worth analysis)

Metode ini pada dasarnya sama dengan 2 metode sebelumnya namun yang

dihitung adalah nilai yang akan datangnya. Criteria kelayakannya juga sama yaitu

apabila nilai datangnya lebih besar dari 0.

2. Metode periode Pengembalian Modal (Payback Period analysis)

Pada metode ini tidak digunakan perhitungan dengan rumus bunga namun

seberapa cepat modal atau investasi yang dikeluarkan dapat cepat kembali. Criteria

kelayakannya adalah semakin cepat pengembaliaan investasi semakin baik

3. Metode Rasio manfaat dan biaya (Benefit cost ratio) atau BC Ratio

Metode BC ratio pada dasarnya Menggunakan data ekivalensi nilai pengeluaran

dan penerimaan yang merupakan perbandingan nilai sekarang dari penerimaan dan

pengeluaran selama investasi berlangsung dalam jangka waktu tertentu. Criteria

kelayaknnya adalah apabila nilai BC ratio > 1 dan dirumuskan dengan :

BCR = nilai sekarang pendapatan : nilai sekarang Pengeluaran

4. Metode tingkat suku bunga pengembalian modal (Rate of return analysis) atau IRR

(Interest Rate Of Return)

IRR adalah suatu nilai petunjuk yang identik dengan seberapa besar suku bunga

yang diberikan oleh suatu investasi tersebut dibandingkan dengan nilai suku bunga


46/56



PT. DESAINAS 46

bank yang berlaku umum (suku bunga pasar atau MARR / minimum attaractive rate of

return). Pada suku bunga IRR akan diperoleh nilai NPV = 0, syarat criteria kelayakannya

adalah apabila nilai IRR > MARR/suku bunga pasar yang berlaku.

5.4 Biaya Pengeluaran

Biaya pengeluaran meliputi :

a. Nilai investasi awal yang meliputi : biaya konstruksi sipil (intake, penstock dan power

house) dan peralatan mekanikal (turbin air) dan elektrikal (generator, control panel,

trafo dan kabel distribusi)

b. Biaya Operasional dan pemeliharaan yang meliputi : Biaya gaji bulanan personel, biaya

emeliharaan dan perbaikan bangunan, biaya operasional kantor, biaya penggantian

spareparts, biaya pemeliharaan rutin/overhaul dan biaya pelumas peralatan

c. Biaya pajak pendapatan dan penghasilan yang meliputi PPn (10% dari pendapatan

kotor/gross revenue) dan pajak penghasilan (25% dari keuntungan bersih)

d. Biaya retribusi pemanfaatan air yang diperkirakan RP. 5,00 per KWh produksi.

e. Biaya bunga pinjaman dan angsuran pinjaman pokok

Biaya operasional meliputi :

Biaya Operasional Kantor yang terdiri : Biaya langsung personel (renumerasi) dan biaya

langsung non personel

Biaya Pemeliharaan rutin yang terdiri : Biaya pemeliharaan bangunan sipil,

pemeliharaan peralatan mekanikal dan elektrikal

Biaya pemeliharaan berkala yang merupakan bbiaya pemeliharaan skala berat atau

over haul dan penggantian suku cadang peralatan mekanikal dan elektrikal

Komponen biaya selengkapnya adalah sebagai berikut :


47/56



PT. DESAINAS 47

Tabel 14 Biaya Tetap Operasional

Tabel 15 Biaya Pemeliharaan Rutin

Tabel 16 Biaya Pemeliharaan Berkala

Untuk memperkirakan kenaikan biaya operasioal selama masa ekonomi PLTM, digunakan

rata-rata laju inflasi tahunan.


48/56



PT. DESAINAS 48

5.4.1 Depresiasi

Depresiasi adalah penyusutan nilai sebuah aktiva. Setiap aktiva punya taksiran

umur manfaat / nilai efektif, dan punya taksiran nilai sisa /residu/. Metode penghitungan

depresiasi ada 4 :

1. METODE GARIS LURUS

Dalam metode garis lurus maka nilai terdepresi / nilai yang didepresiasikan dari

sebuah aktiva dibagi rata sepanjang taksiran umur manfaat aktiva tersebut.

Depresiasi = ( Nilai AktivaResidu ) / Taksiran Umur Manfaat

2. METODE UNIT PRODUKSI

Dalam metode ini nilai depresiasi tergantung kepada banyaknya produksi yang

sudah dihasilkan oleh aktiva tersebut (biasanya berupa mesin produksi). Semakin banyak

produksi yang dihasilkan oleh mesin tersebut maka akan semakin banyak pula

depresiasinya.

Depresiasi = ( Produksi yang dihasilkan / Taksiran Kemampuan Berproduksi ) x Nilai

Terdepresi.

3. METODE SALDO MENURUN GANDA

Metode ini tidak memperhitungkan adanya nilai sisa / residu. Depresiasi tiap

periode menggunakan prosentasi yang sama akan tetapi menghasilkan nilai yang berbeda

karena nilai depresiasi pertama mengurangi nilai aktiva pada periode kedua dan

seterusnya. Artinya nilai aktiva setiap periode selalu berbeda karena nilai aktiva menurun.

Prosentasi Depresiasi = ( 100% / taksiran umur manfaat )x2

Depresiasi Periode 1 = Prosentase Depresiasi x Nilai Aktiva Periode 1

Depresiasi Periode 2 =Prosentase Depresiasi x Nilai Aktiva Periode2.

Dimana nilai aktiva periode 2 adalah nilai aktiva awal dikurangi nilai depresiasi periode 1.

Dan seterusnya sampai selesai taksiran umur manfaat.

4. METODE JUMLAH ANGKA TAHUN

Dalam metode ini depresiasi pada periode pertama jumlahnya paling besar dan dan

pada periode terakhir depresiasinya paling kecil. Jadi depresiasi setiap periode berkurang


49/56



PT. DESAINAS 49

sesuai dengan jumlah angka tahun taksiran umur manfaatnya. Jika taksiran umur manfaat

n tahun maka cara menghitungnya adalah :

S = n ( n + 1 ) / 2

Depresiasi tahun 1 = ( n / S ) x Nilai Terdepresi

Depresiasi tahun 2 = ( ( n-1 )/ S ) x Nilai Terdepresi

Depresiasi tahun 3 = ( ( n-2 ) / S ) x Nilai Terdepresi Seterusnya sampai habis taksiran umur

manfaatnya.

Pada perhitungan ini metode yang digunakan adalah metode saldo menurun ganda

dengan asumsi prosentase depresiasi adalah 5 %.

5.4.2 Biaya pendapatan

Pendapatan kotor (gross revenue) berdasarkan jumlah kilo watt hour (KWH) yang

diproduksi dalam 1 tahun. Besarnya pendapatan per kWh sesuai Permen ESDM No. 4

Tahun 2012 adalah Rp. 656/kWh tergantung lokasi PLTM yang dibangun. Dari grafik FDC

diketahui jumlah daya tahunan yang dihasilkan adalah 4,446,242 kWh sehingga perkiraan

pendapatan kotor (gross revenue) :

= 8,055,923 kWh x Rp. 656,00 = Rp 5,248,685,673

Sedangkan Biaya pengeluaran antara lain :

- Pajak PPn 10 %

- Biaya operasional dan pemeliharaan

- Biaya Bunga pinjaman bank

- Biaya penyusutan (depresiasi)

- Biaya pajak pendapatan 25 %


50/56



PT. DESAINAS 50

5.4.3 Analisa perhitungan

Dalam perhitungan kelayakan ekonomi PLTM Banea digunakan data-data sebagai

berikut:

Nilai perkiraan konstruksi : Rp 31.948.500.000

Energi Tahunan : 8,055,923 kWh/tahun

Suku Bunga Pinjaman Bank : 11 % / tahun

Suku bunga deposito terbesar : 6,50 % (Bank Mayora deposito 12 bulan per bulan

agustus 2012, Sumber : Pusat Informasi Pasar Uang (PIPU) Bank Indonesia)

Inflation Rate : 5 %

Eskalasi Harga : 2,5 % (dinyatakan sebagai 0,5 x inflation rate)

Pajak Perusahaan : 0% (mulai dikenakan pajak bila dari hasil analisa

ekonomi mengalami keuntungan)

Depresiasi : grup 1 = pekerjaan sipil (umur layan 20 tahun)

grup 2 = ME, Transmisi ( umur layan 15 tahun)

Amortisasi : design work(5 tahun)

Analisa Periode pinjaman : 5 tahun

Nilai ekonomis asset : 25 tahun

Sumber dana : 70 % pinjaman bank + 30 % dana sendiri

Grace period : 1 tahun

Efisiensi turbin : 80 %

Capacity Factor : 84,59 %

Availibility Factor : 80 %

Net Head : 62.95 m

Tarif jual listrik per kWh : Rp. 656,00

Hasil perhitungan selengkapnya untuk simulasi lama jangka pinjaman bank yang digunakan

adalah : 5 tahun. Kriteria kelayakan yang digunakan adalah :

IRR > bunga pinjaman bank 11 %

BCR > 1

Payback Period (PBP) < 10 tahun

Hasil analisa ekonomi untuk PLTM Banea adalah sebagai berikut :


51/56



PT. DESAINAS 51

Tabel 17 Loan Schedule

Tabel 18 Depresiasi dan Amortisasi


52/56



PT. DESAINAS 52

Tabel 19 Income Statement

Tabel 20 Income Statement


53/56



PT. DESAINAS 53

Tabel 21 Balance Sheet

dari hasil perhitungan analisa ekonomi didapatkan nilai IRR sebesar 12,23 % dengan nilai

NPV sebesar Rp 2.510.453.847,34 dengan rincian berikut :

Tabel 22 Project IRR


54/56



PT. DESAINAS 54

Tabel 23 Equity IRR


55/56



PT. DESAINAS 55

5 KESIMPULANDari hasil tinjauan dan pembahasan yang telah diuraikan, maka dapat

menyimpulkan hal-hal sebagai berikut :

a. Kondisi lokasi PLTM Banea secara teknis tidak menyulitkan dalam pelaksanaan

konstruksi karena lokasi sebagian besar PLTM Banea merupakan lahan terbuka dan

lokasipower houseterletak di pinggir sungai yang cukup landai.

b. Dari Analisis Data Curah Hujan dan Klimatologi, serta Topografi mengindikasikan

bahwa dengan luas DAS 57 km2 dan hutan rata-rata tahunan 3500 mm terdapat

potensi debit sebesar 3,04 m3/det untuk probabilitas 70.2 % dengan gross head

66 m.

c. Dengan asumsi efisiensi turbin dan generator sebesar 82 % dengan perkiraan net

head 62,95 m , maka energy tahunan yang dapat dibangkitkan sebesar 2 x 750 kW

adalah 8,06 GWH.

d. Berdasarkan kondisi topografi lokasi, lay out PLTM Banea terdiri dari :

Bendung dengan lebar 14 m

Kantong lumpur (sand trap) yang sekaligus berfungsi sebagai bak penenang

(forebay)

Untuk mengalirkan air dari bak penenang ke power house digunakan pipa pesat

sepanjang 800 meter dengan diameter 1,27 meter.

Turbin yang digunakan adalah 2 (dua) unit turbin jenis francis horizontal yang

dihubungkan langsung ke genrator tanpa gearbox (direct coupling)

Power house direncanakan menggunakan konstruksi beton dengan dinding dan


56/56



atap menggunakan bahan spandex min tebal 0,5 mm, atap dan kolom

menggunakan rangka baja

e. Dari energi tahunan sebesar 8,06 GWH akan menghasilkan gross revenue sebesarRp. 5.284.685.673,00 per tahun dengan perkiraan project equity adalah 12,23 %

dan equity IRR adalah 17,16 %.

f. Adanya wacana oleh Pemerintah dalam hal ini adalah kementrian Energi dan

Sumber Daya Mineral (ESDM) yang berencana menaikkan harga dasar Pembelian

Tenaga Listrik Oleh PT PLN (Persero) Dari Pembangkit Tenaga Listrik Yang

Menggunakan Energi Terbarukan Skala Kecil Dan Menengah Atau Kelebihan Tenaga

yang saat ini yaitu Rp. 656 tentu akan menjadikan PLTM Banea menjadi lebih layak

untuk dilaksanakan proses selanjutnya.

Exsum Banea-mamasa 20 Maret 2014

Documents

Transcript of Exsum Banea-mamasa 20 Maret 2014