STUDI PERENCANAAN PEMBANGUNAN PLTP IJEN BAERKAITAN DENGAN TARIF

LISTRIK REGIONAL JAWA TIMUR

Isa Abdillah

Bidang Studi Teknik Sistem Tenaga Jurusan Teknik Elektro, Fakultas Teknologi Industri

Institut Teknologi Sepuluh Nopember Kampus ITS Gedung B dan C Sukolilo Surabaya 60111

Besarnya kebutuhan masyarakat akan listrik di daerah Jawa Timur, yang mencapai 7.695,87MW, ternyata tidak diimbangi dengan ketersediaan pasokan listrik oleh PLN distribusi jawa timur, yang hanya mampu memasok daya sebesar 11.800 kW untuk pembangkik PLN sendiri. Dari data tersebut, PLN Distribusi Jawa Timur mengalami defisit yang cukup besar. Oleh karena itu kebutuhan daya listrik dipasok dari pihak swasta. Bahkan defisit daya listrik PLN untuk kawasan Jawa-Bali mencapai 600 sampai 2.000 MW. Defisit daya listrik tersebut disebabkan pertumbuhan beban yang cukup meningkat akibat pelanggan rumah tangga dan industri yang beralih ke PLN sehubungan dengan naiknya harga BBM. Selain itu, memasuki musim kemarau saat ini, ketersedian air di waduk besar seperti Saguling dan Cirata terbatas. Sehingga mesin pembangkit tidak bisa beroperasi pada beban penuh selama 24 jam. Akhirnya, PLTA hanya dioperasikan di malam hari.

Pembangunan pembangkit listrik panas bumi merupakan salah satu energi baru terbarukan dan pembangkit yang lagi digiatkan. Hal ini dikarenakan kepulauan Indonesia yang dibentuk oleh dominan busur vulkanik-magmatik, merupakan negara dengan potensi panas bumi terbesar di dunia sebesar ±40% dari cadangan dunia yaitu 25.875 MW atau setara dengan 12,37 milyar barel minyak. Dari potensi tersebut baru ±4% yang telah dikembangkan dan dimanfaatkan terutama untuk pembangkit listrik tenaga panas bumi.

Pembangunan pembangkit energi panas bumi PLTP Blawan Ijen 180MW diproyeksikan untuk memenuhi kebutuhan beban dengan mempertimbangkan harga jual serta daya beli masyarakat di propinsi jawa timur. Sehingga dengan di bangunya PLTP Balawan Ijen dapat meningkatkan IPM Propinsi jawa timur. Karena gas emisi yang di keluarkan untuk jenis pembangkit panas bumi rendah sehingga mendapatkan biaya insentif berupa Carbon kredit. Kata kunci : EBT, IPM, CDM, Carbon kredit dan PLTP I. PENDAHULUAN

Secara singkat geothermal didefinisikan sebagai panas yang berasal dari dalam bumi. Sedangkan energi panas bumi adalah energi yang ditimbulkan oleh panas tersebut. Panas bumi menghasilkan energi yang bersih (dari polusi) dan berkesinambungan atau dapat diperbarui. Sumberdaya energi panas bumi dapat ditemukan pada air dan batuan panas di dekat permukaan bumi sampai beberapa kilometer di bawah permukaan. Bahkan jauh lebih dalam lagi sampai pada

sumber panas yang ekstrim dari batuan yang mencair atau magma.

Potensi sumber daya panas bumi adalah sisi lain dari kekayaan energi di Jawa Timur. Meskipun gempitanya tidak seramai explorasi dan exploatasi sumber panas bumi di Jawa Barat dan Sumatera Utara, namun telah diketahui ada kurang lebih 11 lokasi sumber panas bumi di Jawa Timur. 3 dari 11 lokasi tersebut (Welirang-Arjuno, Wilis-Argopuro dan Blawan-Ijen) diperkirakan mempunyai cadangan yang mungkin sebesar 274 MWe dan sumber daya sebesar 240 MWe. Jika upaya explorasi untuk lokasi-lokasi lain dilakukan, bisa dipastikan jumlah total sumber daya (515 MWe) ini akan semakin bertambah, yang semakin menambah lengkap julukan Jawa Timur sebagai Tanah Energi (land of energy).

Saat ini, pemerintah telah membuat roadmap pengembangan panas bumi 2006-2025. Pada 2006 pemerintah menargetkan 852 Mega Watt (MW), 2008 target 1.042 MW, 2010 target 2.000 MW, 2012 target 3.442 MW, 2016 target 4.600 MW, 2020 target 6.000 MW, dan 2025 target 9.500 MW.

II. TEORI PENUNJANG

2.1 Panas Bumi

Secara singkat panas bumi didefinisikan sebagai panas yang berasal dari dalam bumi. Sedangkan energi panas bumi adalah energi yang ditimbulkan oleh panas tersebut. Panas bumi menghasilkan energi yang bersih (dari polusi) dan berkesinambungan atau dapat diperbarui. Sumberdaya energi panas bumi dapat ditemukan pada air dan batuan panas di dekat permukaan bumi sampai beberapa kilometer di bawah permukaan. Bahkan jauh lebih dalam lagi sampai pada sumber panas yang ekstrim dari batuan yang mencair atau magma. Untuk menangkap panas bumi tersebut harus dilakukan pemboran sumur seperti yang dilakukan pada sumur produksi minyakbumi. Sumur tersebut menangkap air tanah yang terpanaskan, kemudian uap dan air panas dipisahkan. Uap air panas dibersihkan dan dialirkan untuk memutar turbin. Air panas yang telah dipisahkan dimasukkan kembali ke dalam reservoir melalui sumur injeksi yang dapat membantu untuk menimbulkan lagi sumber uap. Listrik tenaga panas bumi adalah listrik yang dihasilkan dari panas bumi. Panas bumi dapat menghasilkan listrik yang reliabel dan hampir tidak mengeluarkan gas rumah kaca. Panas bumi

sebagaimana didefinisikan dalam Undang-undang Nomor 27 Tahun 2003 tentang Panas bumi, adalah sumber energi panas yang terkandung di dalam air panas, uap air dan batuan bersama mineral ikutan dan gas lainnya yang secara genetik semuanya tidak dapat dipisahkan dalam suatu sistem panas bumi dan untuk pemanfaatannya diperlukan proses penambangan. Panas bumi mengalir secara kontinyu dari dalam bumi menuju ke permukaan yang manifestasinya dapat berupa: gunung berapi, mata air panas, dan geyser. 2.2 Energi Panas Bumi

Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi menggunakan uap dari sumber panas bumi sebagai sumber energi primernya. Sedangkan energi panas bumi mempuntai beberapa macam jenis, sesuai dengan kondisi geologi daerah tersebut. Energi panas bumi terdiri dari 3 macam yaitu

1) Energi Panas Bumi Uap Basah 2) Energi Panas Bumi Air Panas 3) Energi Panas Bumi Batuan Panas

2.3 Proses Terjadinya Energi Listrik Pembangkit Listrik Tenaga Panas bumi (PLTP) pada prinsipnya sama seperti Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU), hanya saja pada PLTU, uap dibuat di permukaan menggunakan boiler, sedangkan pada PLTP uap berasal dari reservoir panas bumi. Pembangkit yang digunakan untuk merubah panas bumi menjadi tenaga listrik secara umum mempunyai komponen yang sama dengan power plant lain yang bukan berbasis panas bumi, yaitu terdiri dari generator, turbin sebagai penggerak generator, heat exchanger, chiller, pompa, dan sebagainya. Ada tiga macam teknologi pembangkit listrik tenaga panas bumi yaitu dry steam, flash steam, dan binary cycle.

2.3.1 Dry Steam Power Plants

PLTP sistem dry steam mengambil sumber uap panas dari bawah permukaan. Sistem ini dipakai jika fluida yang dikeluarkan melalui sumur produksi berupa fasa uap. Uap tersebut yang langsung dimanfaatkan untuk memutar turbin dan kemudian turbin akan mengubah energi panas bumi menjadi energi gerak yang akan memutar generator untuk menghasilkan energi listrik. Sisa panas yang datang dari production

well dialirkan kembali ke dalam reservoir melalui injection well. 2.3.2 Flash Steam Power Plants Panas bumi yang berupa fluida misalnya air panas alam (hot spring) di atas suhu 1750 C dapat digunakan sebagai sumber pembangkit Flash Steam Power Plants. Fluida panas tersebut dialir-kan kedalam tangki flash yang tekanannya lebih rendah sehingga terjadi uap panas secara cepat. Uap panas yang disebut dengan flash inilah yang menggerakkan turbin untuk meng-aktifkan generator yang kemudian menghasilkan listrik. Sisa panas yang tidak terpakai masuk kembali ke reservoir melalui injection well. 2.3.3 Binary Cycle Power Plants (BCPP)

Pada BCPP air panas atau uap panas yang berasal dari sumur produksi (production well) tidak pernah menyentuh turbin. Air panas bumi digunakan untuk memanaskan apa yang disebut dengan fluida kerja pada heat exchanger. Fluida kerja kemudian menjadi panas dan menghasilkan uap berupa flash. Uap yang dihasilkan di heat exchanger tadi lalu dialirkan untuk memutar turbin dan selanjutnya menggerakkan genera-tor untuk menghasilkan sumber daya listrik. Uap panas yang dihasilkan di heat exchanger inilah yang disebut sebagai secondary (binary) fluid. Sisa panas yang tidak terpakai masuk kembali ke reservoir melalui injection well. Binary Cycle Power Plants ini sebetulnya merupakan sistem tertutup. Jadi tidak ada yang dilepas ke atmosfer. 2.4 Biaya Pembangkitan Tenaga Listrik

Biaya pembangkitan total tanpa biaya eksternal merupakan penjumlahan dari biaya modal, biaya bahan bakar, biaya operasional dan perawatan, serta biaya lingkungan.

lingkungan biaya M&O biaya

bakarbahan biayamodal biaya an pembangkit Biaya

+

++=

Sedangkan untuk harga jual energi listriknya,

pajakprosen keuntunganprosen

transmisibiayaanpembangkit biaya jual Harga

+

++=

2.4.1 Biaya modal (capital cost)

Biaya modal pertahun adalah biaya investasi pembangunan pembangkit tenaga listrik yang dipengaruhi oleh faktor suku bunga dengan faktor penyusutan

Tom

Psfd)(fs (CC)Cost Capital

⋅

⋅+=

2.4.2 Biaya bahan bakar (fuel cost)

Biaya operasi ini merupakan biaya yang hanya dikeluarkan apabila pusat pembangkit dioperasikan untuk membangkitkan tenaga listrik. Biaya operasi ini merupakan biaya pembelian uap panas bumi dan minyak pelumas

2.4.3 Biaya operasional dan pemeliharaan

Biaya ini harus tetap dikeluarkan meskipun peralatan-peralatan di pusat pembangkit tidak sedang beroperasi. Biaya O & M ini merupakan biaya untuk perawatan pusat pembangkit, dan juga biaya tenaga kerja yang mengoperasikan dan merawat pusat pembangkit.

2.4.4 Biaya Lingkungan Yang dimaksud biaya lingkungan dalam pembangunan PLTP adalah biaya pemeliharaan lingkungan. Seperti alat pengurangan emisi, pengolahan limbah oli, menjaga kuantitas dan kualitas air tanah.

2.5 Metode Peramalan Kebutuhan Listrik

Peramalan kebutuhan listrik adalah untuk mengetahui akan kebutuhan listrik di tahun yang akan

datang dapat dilakukan dengan berbagai cara antara lain dengan metode regresi dan metode DKL 3. Metode regresi adalah suatu metode dengan menggunakan model matematik. Untuk menghitung proyeksi kebutuhan energi listrik jangka panjang digunakan metode peramalan dengan menggunakan analisa regresi linear berganda. Pada analisa ini digunakan variabel tidak bebas yaitu energi terjual (GWh) dan variabel bebas yaitu parameter yang mempengaruhi proyeksi kebutuhan tenaga listrik jangka panjang. 2.6 Beban Puncak

Beban puncak merupakan salah satu ukuran besarnya konsumsi energi listrik, sehingga dengan diketahui besar beban puncak, maka akan dapat diperhitungkan produksi atau kapasitas terpasang yang harus tersedia. Perkiraan beban puncak ditentukan dengan menggunakan rumus sebagai berikut :

BPt =

t

t

xLF

EPT

76,8

Dimana : BPt = Beban puncak pada tahun t EPTt = Energi produksi pada tahun t LFt = Faktor beban pada tahun t

2.7 Rasio Elektrifikasi Rasio elektrifikasi merupakan pembagian dari jumlah rumah tangga berlistrik dibagi dengan jumlah rumah tangga total.

Rumus untuk mengetahui rasio elektrifikasi adalah sebagai berikut :

Rasio Elektrifikasi = %100xRTtotal

ikRTberlistr

∑

∑

III. KONDISI KETENAGALISTRIKAN DI

JAWA TIMUR

3.1 Kondisi Ketenagalistrikan di Propinsi Jawa

Timur

Besarnya kebutuhan masyarakat akan listrik di daerah Jawa Timur, yang mencapai 7.695,87 MW, ternyata tidak diimbangi dengan ketersediaan pasokan listrik oleh PLN distribusi jawa timur, yang hanya mampu memasok daya sebesar 11.800 kW. Dari data tersebut, PLN Distribusi Jawa Timur mengalami defisit yang cukup besar. Oleh karena itu kebutuhan daya listrik dipasok dari pihak swasta.

Bahkan defisit daya listrik PLN untuk kawasan Jawa-Bali mencapai 600 sampai 2.000 MW. Defisit daya listrik tersebut disebabkan pertumbuhan beban yang cukup meningkat akibat pelanggan rumah tangga dan industri yang beralih ke PLN sehubungan dengan naiknya harga BBM. Selain itu, memasuki musim kemarau saat ini, ketersedian air di waduk besar seperti Saguling dan Cirata terbatas. Sehingga mesin pembangkit tidak bisa beroperasi pada beban penuh selama 24 jam. Akhirnya, PLTA hanya dioperasikan di malam hari.

Tabel 3.1 Perkembangan Daya Tersambung (MVA)

Menurut Area Distribusi Jawa Timur Area 2005 2006 2007

APJ Sby Selatan 1.191.71 1.227.54 1.285.21

APJ Sby Utara 892.67 909.35 955.60

APJ Malang 721.33 743.23 767.75

APJ Pasuruan 730.67 743.83 779.67

APJ Kediri 615.31 632.80 658.43

APJ Mojokerto 716.67 744.16 782.43

APJ Madiun 340.40 349.35 363.50

APJ Jember 355.60 368.37 385.49

APJ Bojonegoro 521.84 539.37 565.58

APJ Banyuwangi 241.83 251.18 263.29

APJ Pamekasan 271.36 281.11 296.79

APJ Situbondo 137.93 142.41 149.58

APJ Gersik 385.05 400.47 418.58

APJ Sidoarjo 580.82 625.69 667.69

AP Sby Barat 568.05 557.54 577.11

APJ Ponorogo 216.61 224.57 236.51

Distribusi Jatim 8.487.87 8.740.97 9.153.21

Sumber : Statistik PLN Propinsi Jawa Timur 2007

Penyebab defisit lainnya adanya pemeliharaan

pembangkit yang jadwalnya dilakukan tahun 2009 dipercepat tahun ini. Sebab tahun 2009 memasuki jadwal Pemilu Presiden. Defisit daya juga dikarenakan kejadian insidentil, seperti krisis suplai batu bara ke PLTA Cilacap.

Tabel 3.2 Perkembangan Listrik Terjual (MWh) Menurut Area Distribusi Jawa Timur

Area 2005 2006 2007

APJ Sby Selatan 2.567.261 2.532.586 2.778.233

APJ Sby Utara 1.640.908 1.695.881 1.846.160

APJ Malang 1.215.176 1.292.104 1.359.547

APJ Pasuruan 1.911.340 1.963.724 1.976.966

APJ Kediri 1.078.305 1.116.521 1.184.815

APJ Mojokerto 1.631.176 1.757.868 1.833.196

APJ Madiun 491.099 511.997 546.769

APJ Jember 543.841 577.81 628.654

APJ Bojonegoro 1.349.522 1.378.634 1.457.585

APJ Banyuwangi 375.952 396.137 430.165

APJ Pamekasan 399.935 418.115 456.361

APJ Situbondo 231.069 246.961 257.232

APJ Gersik 932.864 1.001.068 1.098.312

APJ Sidoarjo 1.327.219 1.362.508 1.535.429

AP Sby Barat 1.754.210 1.775.882 1.757.468

APJ Ponorogo 281.677 295.747 320.545

Distribusi Jatim 17.731.555 18.323.112 19.467.437

Sumber : Statistik PLN Propinsi Jawa Timur 2007

Untuk mengatasi defisit daya listrik, PLN

melakukan pengaturan kebutuhan pasokan dan pengamanan ketersediaan pasokan listrik. Dari sisi konsumen PLN melakukan pengaturan daya, dengan mengimbau masyarakat terutama industri untuk mengurangi pemakaian listrik. Tidak hanya itu saja, termasuk imbauan ke Pemda untuk mengurangi PJU dan lampu-lampu reklame. Sedangkan di sisi pasokan, PLN mempercepat pemeliharaan pembangkit dan security of supply dengan menjaga keamanan pasokan batu bara dan BBM.

3.2 Konsumsi Energi Listrik Kelompok

Konsumen

Konsumsi energi listrik di propinsi jawa timur untuk tiap tahunya semakin meningkat. Hal ini di karenakan jumlah penduduk yang semakin meningkat setiap tahunnya, serta berkembangnya faktor-faktor lain misalkan industri, publik dan lian-lain. Pada Propinsi Jawa Timur pelanggan terbanyak adalah pelangan rumah tangga, di ikuti oleh bisnis, industri, sosial, penerangan jalan umun kemudian kantor pemerintahan

Tabel 3.3 Jumlah Pelanggan, Daya Tersambung, Tenaga Listrik Terjua.

Pelanggan Pelanggan

(%) Daya

Tersambung (%) Energi

Terjual (%)

Sosial 2.26 3.36 2.43

Rumah Tangga

92.50 49.49 36.72

Bisnis 4.58 13.73 11.42

Multiguna 1.05

Industri 0.16 30.55 45.04

Publik 0.17 1.40 0.96

P-3/TR 0.33 1.46 2.38

Total 100 100 100

Sumber : Statistik PLN Distribusi Jawa Timur 2008

3.3 Pasokan Tenaga Listrik Sistem Jawa-Bali

Selama tahun 2007 dan semester 1 tahun 2008, realisasi penambahan pembangkit di sistem Jawa Bali hanya sedikit, yaitu PLTP Darajat 110 MW dan PLTP Kamojang 60 MW. Dengan sedikitnya tambahan pembangkit baru di sistem Jawa Bali, dan terus meningkatnya beban puncak, maka reserve margin

pada tahun 2008 diperkirakan menurun hingga 27%. Ditambah lagi dengan beberapa permasalahan operasional seperti pasokan BBM dan batubara yang sering tersendat, pasokan gas yang menurun, derating

dan kerusakan pembangkit, maka kondisi tersebut mengakibatkan pada periode waktu beban puncak (WBP) di sistem Jawa Bali beberapa waktu yang lalu mengalami kekurangan daya dan energi. Untuk mempertahankan keseimbangan pasokan dan kebutuhan listrik terpaksa dilakukan pemadaman. 3.4 Saluran Transmisi dan Distribusi

Kondisi Sistem Transmisi sisten Jawa Bali dapat dilihat dari perkembangan kapasitas trafo GI dan sarana penyaluran sistem untuk 5 tahun terakhir ditunjukkan pada tabel dibawah.

Tabel 3.4 Perkembangan Kapasitas Trafo GI Sistem Jawa Bali (X 1000)

Level Tegangan

Unit 2003 2004 2005 2006 2007

150/20 MVA 23.09 23.83 24.47 25.30 25.79

70/20 MVA 2.93 2.99 27.91 2.88 2.88

Jumlah MVA 26.02 26.81 27.26 28.17 28.17

B. Puncak MW 14.18 14.92 15.35 15.95 16.84

Sumber : Statistik PLN Propinsi Jawa Timur 2007

Tabel 3.5

Perkembangan Saluran Transmisi Sistem Jawa Bali Level

Tegangan Unit

(X1000) 2003 2004 2005 2006 2007

500KV kms 3.53 3.58 3.58 4.92 4.97

150KV Kms 11.06 11.23 11.27 11.31 11.33

70KV kms 3.76 3.77 3.66 3.40 3.40

Sumber : Statistik PLN Propinsi Jawa Timur 2007

Dari Tabel 3.9 dapat dilihat bahwa panjang

saluran transmisi 70KV terus berkurang karena ditingkatkan menjadi 150KV guna meningkatkan kapasitas, keandalan dan perbaikan kualitas pelayanan ke konsumen.

Gambar 3.1 Lokasi Jaringan Transmisi Propinsi Jawa Timur

3.5 Kondisi Beban Puncak

Pertumbuhan beban puncak sistem jawa bali dalam 5 tahun terakhir dapat dilihat pada tabel dibawah. Dari tabel tersebut dapat dilihat bahwa beban puncak tumbuh relatif rendah, yaitu rata-rata 5,1% dengan load factor terus meningkat, hal ini dicerminkan juga oleh pertumbuhan energi yang cukup tinggi, yaitu 6,5%. Perbaikan load factor terjadi karena adanya kebijakan pembatasan penggunaan daya pada saat beban puncak pada konsumen besar dan penerapan tarif multiguna untuk mengendalikan pelanggan baru.

Tabel 3.6 Pertumbuhan Beban Puncak Sistem Jawa Bali 2005-2007

Deskripsi Satuan 2005 2006 2007

Kapasitas MW 19.46 22.12 22.23

Daya Mampu

MW 15.74 18.00 18.05

Beban Puncak

MW 15.35 15.95 16.84

% 5.7 3.9 5.6

Faktor Beban

% 75 75 76

Sumber : Statistik PLN 2007

3.6 Rasio Elektrifikasi Rasio elektrifikasi didefinisikan sebagai jumlah

rumah tangga yang sudah beristrik dibagi dengan jumlah rumah tangga yang ada. Perkembangan rasio elektrifikasi secara nasional dari tahun ketahun mengalami kenaikan, yaitu dari 57.5% pada tahun 2004 menjadi 60.9% pada tahun 2007.

Tabel 3.7

Perkembangan Rasio Elektrifikasi Nasional (%) Wilayah 2004 2005 2006 2007

Indonesia 57.5 58.3 59.0 60.9

Jawa Bali 62.3 63.1 63.9 66.3

Sumatera 54.9 55.8 57.2 56.8

Kalimantan 53.1 54.5 54.7 54.5

Sulawesi 51.6 53.0 53.2 53.6

IBT 30.1 30.1 30.6 30.6

Sumber : Statistik PLN 2007

IV. ANALISA DATA

4.1 Analisa Peramalan Beban

4.1.1 Analisa Perkiraan Kebutuhan Energi Listrik

dgn Metode DKL 3.1 per Sektor

Metode DKL adalah metode untuk meramalkan kebutuhan tenaga listrik secara sektoral atau per kelompok konsumen . Dimana metodologi yang di gunakan metode ini adalah menggabungkan antara kecenderungan ekonometri dan analitis. Parameter-parameter yang yang digunakan sebagai pendekatan untuk menghitung kebutuhan listrik adalah sebagai berikut:

• Pelanggan Rumah Tangga

• Pelanggan Bisnis

• Pelanggan Industri

• Pelanggan Sosial. Sehingga dari parameter-parameter tersebut

dapat untuk mencari konsumsi energi per kelompok pelanggan sehinggga total dari energi konsumsi tiap-tiap sektor di dapatkan energi konsumsi total. Di harapkan dengan peramalan ini diketahui energi konsumsi yang natinya dapat memprediksi kapasitas pembangkit yang akan di bangun serta mempermudah untuk penjadwalan pembangkit.

Metode DKL 3.01 ini menggunakan pendekatan yang memadukan analisa data statistik penjualan tenaga listrik dan pertumbuhan ekonomi yang dipresentasikan dengan Product Domestic Regional

Brutto (PDRB).

Tabel 4.1

Total Peramalan Kebutuhan Energi Listrik Propinsi Jawa Timur

Thn.

Rumah

Tangga

(GWh)

Komer

sial

(GWh)

Publik

(GWh

)

Indust

ri

(GWh)

Total

(GWh

)

2007 9.26 1.2108 0.1126 2.6939 13.28

2008 9.80 1.2118 0.1126 2.6940 13.82

2009 10.38 1.2127 0.1127 2.6941 14.40

2010 10.99 1.2136 0.1127 2.6943 15.01

2011 11.63 1.2145 0.1127 2.6944 15.65

2012 12.31 1.2155 0.1127 2.6945 16.34

2013 13.03 1.2164 0.1127 2.6946 17.06

2014 13.80 1.2173 0.1128 2.6948 17.82

2015 14.60 1.2183 0.1128 2.6949 18.63

Tabel 4.2

Total Peramalan Kebutuhan Energi Listrik Kabupaten Situbondo

Thn

Rumah

Tangga

(MWh)

Komersial

(MWh)

Publik

(MWh)

Industri

(MWh)

Total

(MWh)

2007 70.211 5.971 0.9602 8.989 86.13

2008 74.148 5.973 0.9604 8.990 90.07

2009 78.302 5.974 0.9606 8.991 94.22

2010 82.685 5.976 0.9608 8.992 98.61

2011 87.311 5.977 0.9610 8.993 103.24

2012 92.191 5.979 0.9612 8.994 108.12

2013 97.341 5.980 0.9614 8.995 113.27

2014 102.774 5.982 0.9616 8.996 118.71

2015 108.507 5.983 0.9618 8.998 124.451

Tabel 4.3

Total Peramalan Kebutuhan Energi Listrik Kabupaten Bondowoso

Thn

Rumah

Tangga

(MWh)

Komer

sial

(MWh)

Publik

(MWh

)

Indust

ri

(MWh

)

Total

(MWh)

2007 79.623 6.732 2.087 10.136 98.57

2008 83.990 6.733 2.088 10.137 102.94

2009 88.593 6.735 2.088 10.138 107.55

2010 93.446 6.736 2.089 10.138 112.40

2011 98.561 6.738 2.089 10.139 117.52

2012 103.953 6.739 2.090 10.139 122.92

2013 109.637 6.741 2.090 10.140 128.60

2014 115.629 6.743 2.091 10.141 134.60

2015 121.945 6.744 2.091 10.141 140.92

Tabel 4.4

Total Peramalan Kebutuhan Energi Listrik Kabupaten Banyuwangi

Thn

Rumah

Tangga

(MWh)

Komersial

(MWh)

Publik

(MWh)

Industri

(MWh)

Total

(MWh)

2007 266.50 24.977 2.070 34.325 327.872

2008 282.73 24.983 2.071 34.327 344.120

2009 299.95 24.990 2.071 34.329 361.345

2010 318.20 24.997 2.072 34.331 379.605

2011 337.55 25.004 2.072 34.333 398.963

2012 358.06 25.010 2.073 34.335 419.484

2013 379.81 25.017 2.073 34.337 441.239

2014 402.86 25.024 2.073 34.339 464.301

2015 427.30 25.031 2.074 34.342 488.749

4.1.2 Analisa Energi Produksi

Perkiraan energi produksi ditentukan dengan rumus sebagai berikut :

( )tt

tt

PSLT

ETSEPT

+−=

1

dimana : ETSt = energi terjual PLN total pada tahun t (GWh) LTt = rugi-rugi transmisi dan distribusi pada tahun t (%) PSt = pemakaian sendiri pada tahun t (%)

Tabel 4.5

Total Produksi energi listrik

Thn

EPTt

Jawa

Timur

(GWh)

EPTt

Kabupaten

Situbondo

(GWh)

EPTt

Kabupaten

Bondowoso

(GWh)

EPTt

Kabupaten

banyuwangi

(GWh)

2007 14.40 0.089 0.102 0.355

2008 14.99 0.093 0.106 0.373

2009 15.61 0.098 0.111 0.391

2010 16.27 0.102 0.116 0.411

2011 16.97 0.107 0.121 0.432

2012 17.71 0.112 0.127 0.454

2013 18.50 0.118 0.133 0.478

2014 19.33 0.123 0.139 0.503

2015 20.20 0.129 0.146 0.529

4.1.3 Proyeksi Pertumbuhan Beban Puncak

Dimana : BPt = Beban puncak pada tahun t EPTt = Energi produksi pada tahun t LFt = Faktor beban pada tahun t

Tabel 4.6

Proyeksi Beban Puncak

Thn

BPt

Jawa

Timur

(GWh)

BPt

Kabupaten

Situbondo

(GWh)

BPt

Kabupaten

Bondowoso

(GWh)

BPt

Kabupaten

banyuwan

gi (GWh)

2007 2.192 0.0157 0.0179 0.0605

2008 2.282 0.0164 0.0187 0.0635

2009 2.377 0.0172 0.0195 0.0667

2010 2.478 0.0180 0.0204 0.0700

2011 2.584 0.0188 0.0213 0.0736

2012 2.697 0.0197 0.0223 0.0774

2013 2.816 0.0206 0.0233 0.0814

2014 2.942 0.0216 0.0244 0.0857

2015 3.076 0.0227 0.0256 0.0902

4.2 Analisa Ekonomi

Untuk menganalisa ekonomi suatu pembangkit perlu diketahui berapa biaya modal pembangkit dan harga jual energi listrik. Biaya modal pembangkit ditentukan dalam US$/kW dan harga jual energi listrik ditentukan dalam cent US$/kWh.

4.2.1 Biaya Pembangkitan Total

Biaya pembangkitan total merupakan jumlah dari biaya modal (Capital Cost), biaya operasi dan perawatan (O&M Cost), biaya bahan bakar (Fuel Cost) dan biaya lingkungan. Biaya pembangkitan total didapat dengan persamaan

BP = CC + FC + O&M Cost + Lingk Cost Sehingga biaya pembangkitan / KWh pada

PLTP Blawan Ijen dengan suku bunga 12%, 9%, 6% dan adalah :

Tabel 4.7

Biaya pembangkitan (BP) pada PLTP Blawan Ijen

Suku bunga 12% 9% 6%

Biaya Pembangkitan

(cent US$/KWh) 8,095 7.125 6.255

Dalam rupiah 809,5 712,5 625,5

4.2.2 Analisa Harga Jual Listrik PLTP Blawan

Ijen

Daya beli masyarakat sangat menentukan seberapa besar harga jual listrik yang mampu dibayar oleh pengguna listrik. Biaya pembangkitan total dengan tingkat suku bunga bervariasi (i=6%;i=9% dan

i=12%) akan menjadi acuan untuk menentukan harga jual listrik. Besarnya biaya pembangkitan total akan dibandingkan dengan harga energi listrik yang dapat dibeli masyarakat. Untuk mengetahui seberapa besar daya beli energi listrik masyarakat Jawa Timur.

Pengeluaran riil perkapita penduduk Jawa

Timur pada tahun 2007 adalah Rp 650.000,-.rata-rata

pengeluaran untuk membayar listrik adalah 6%-10%

dari biaya pengeluaran riil perkapita. Jika diasumsikan

setiap penduduk propinsi Jawa Timur mengeluarkan

dana 10% untuk membayar listrik maka dari

Pengeluaran riil sebesar Rp 650.000,- diambil 10% nya

yaitu Rp 65.000. Sedangkan rata-rata anggota keluarga

adalah 5 orang untuk membayar listrik maka dapat

diketahu rata-rata pemakaian dayanya sebesar 900 VA.

Maka dapat menghitung daya beli masyarakat propinsi

Jawa Timur adalah sebagai berikut:

W

PDaya

720

8,0900)(

=

×=

Maka kita dapat mengetahui jumlah Kwh/bulan dengan

cara:

Kwh/Bulan = 0,72 x 30 x 24 x0,8

= 414,72 KWh/ bulan

Bila tarif untuk biaya beban tarif tegangan 900 VA =

Rp 20.000,-

Blok I 30 kwh, yaitu pemakaian 0-30 KWh

Blok II 60 kwh, pemakaian 30-60 KWh

Blok III > 60 kwh, pemakaian di atas 60 KWh

Dengan Tarif Dasar Listrik pada sektor rumah tangga

sebesar Rp 564.30

Maka Biaya pemakaian / bulan

= ( 414,72 x Rp 564.30/KWh) + 20.000

= Rp 254,026.5,-

Tabel 4.8

Biaya pemakaian/bulan

Rumah

Tangga Biaya pemakaian/bulan

Jawa Timur 564.3 Rp 254,026.50

Kab. Situbondo 513.94 Rp 233,141.20

Kab. Bondowoso 524.35 Rp 237,458.43

Kab. Banyuwangi 542.18 Rp 244,852.89

Perbandingan antara pengeluaran riil rumah tangga

untuk biaya listrik dengan biaya pemakaian listrik

perbulan maka di dapatkan daya beli. Untuk perhitung

daya beli adalah sebagai berikut.

KWhbeliDaya 96,7213.564

254.026,5

000.325=×=

Dengan harga pembangkitan total pada suku bunga 6%

sebesar Rp.625.5/kwh, sehingga menunjukkan bahwa

harga jual listrik PLTP Blawan Ijen masih di atas daya

beli masyarakat. Agar masyarakat sebagai konsumen

mampu membeli energi tersebut maka diadakan subsidi

oleh pemerintah.

4.3 Analisa Lingkungan

Prakiraan dampak penting dalam pembangunan PLTP Blawan Ijen ini, Upaya pemantauan lingkungan untuk kegiatan Pembangunan PLTP ini prakiraan dampak yang terjadi akan ditinjau dalam 4 (empat) tahapan: 1. Tahap Persiapan 2. Tahap Konstruksi 3. Tahap Operasional 4. Tahap Pasca Operasi

Pada tahap operasi ini pula PLTP Blawan Ijen mempunyai dampak lingkungan yang sekarang menjadi pusat perhatian dunia, yaitu mengenai pemanasan global (global warming) yang diakibatkan dari gas

CO2. Panas bumi termasuk energi terbarukan yang bersih lingkungan, akan tetapi PLTP juga masih menghasilkan CO2. Apabila dibandingkan dengan pembangkit listrik dengan tenaga fossil, maka PLTP mempunyai produksi CO2 yang lebih kecil daripada pembangkit yang lainnya.

Dengan ratifikasi “kyoto protocol” menunjukkan komitmen negara maju tekait global warming untuk insentif atau carbon credit terhadap pembangunan (clean development mecahnism) berdasarkan seberapa besar pengurangan CO2 dibandingkan dengan base line yang telah ditetapkan.

Penjualan carbon melalui mekanisme CDM (Clean Development Mechanism) bertujuan untuk mengurangi efek rumah kaca yang menyebankan pemanasan global di seluruh dunia. Selain itu sistem penjualan carbon dapat merangsang pengembangan energi terbarukan panas bumi.

Gambar 4.1 Grafik Emisi Gas dari Bermacam-macam Pembangkit

Dari gambar grafik 4.1 untuk pembangkit dengan

bahan bakar panas bumi memiliki emisi yang paling rendah yaitu 100kg/KWh. Jika Pembangunan PLTP Blawan Ijen 180 MW tidak menghasilkan karbon kredit maka mendapat uang sebesar 4,5 cent./KWh. Karena PLTP memiliki 100 kg/KWh dengan batas rata-rata 728 kg/KWh maka CDM yang di dapat adalah sebagai berikut:

cent

cendCDM

88,3

5,4728

100728

=

×−

=

Jadi dari perhitungan di dapatkan invest cost sebesar 3,88 cent/KWh. CDM ini berlaku jika keputusan dari konferensi kyoto protokol di perpanjang tidak hanya sampai tahun 2013 tetapi sampai tahun-tahun berikutnya. 4.4 Analisa Perhitungan Harga Jual per

Kelompok Konsumen Setelah PLTP Blawan

Ijen Beroperasi

Penentuan harga jual perkelompok konsumen ini di peroleh dari ketentuan patokan harga listrik dalam rupiah/ KWh yang telah ditetapkan oleh PLN dimana tarif tersebut merupakan tarih dasar listrik per kelompok konsumen.

Untuk menentukan harga jual yang baru maka di tentukan dengan BPP baru daerah Jawa Timur, yaitu Rp 1,227.04

Penentuan harga jual daerah Jawa Timur dapat di tentukan dengan rumus :

BPPbaruTotal

PersektorpersektorpersektorHJ ×=

Dari formula di atas maka harga jual listrik per kelompok konsumen dengan BPP baru di Propinsi Jawa Timur dapat Di lihat pada tabel

Tabel 4.9

Harga jual listrik per/KWh

` Rumah Tangga

Industri Bisnis Publik

Jawa Timur 814.89 940.81 1229.37 1278.39

Kab. Situbondo

721.12 1032.39 1211.49 1298.46

Kab. Bondowoso

727.68 1023.12 1213.23 1299.44

Kab. Banyuwangi

759.34 1048.99 1139.66 1315.48

Dari tabel 4.9 dapat diketahui bahwa harga jual per kelompok konsumen daerah Jawa Timur setelah Dibangunnya PLTPanas Bumi masuk, maka harga jual listrik daerah tersebutpun ikut turun. Berikut adalah perpandingan harga Jual listrik/kWh dengan beberapa parameter.

Tabel 4.10 Harga jual menurut UU No.30 tahun 2009

Sektor

UU No.15

Th.1985

Statistik

2008

(Rp.)

BPP

Th.200

8

(Rp.)

Kema

mpuan

Daya

Beli

(Rp.)

UU No.30 Th.2009

Harga Jual Tanpa

Subsidi (Rp.)

BPP Harga Jual

Rumah Tangga

564.3

783 721,96 1,065.87

814.89

Industri 651.5 940.81

Bisnis 851.32 1,229.37

Publik 885.27 1,278.39

V. PENUTUP

5.1 Kesimpulan

1. Kebutuhan listrik di Propinsi Jawa Timur tiap tahunnya mengalami peningkatan, sedangkan kapasitas yang tersedia tidak bertambah sehingga terjadi defisit sebesar 7.684,07 MW pada tahun 2009 (Untuk pembangkit yang dimiliki PLN sendiri). Untuk itu perlu adanya penambahan pembangkit guna memenuhi kebutuhan listrik di propinsi jawa timur.

2. PLTP Blawan Ijen dengan kapasitas 180 MW, dengan pembangkitan rata-rata 85% dari kapasitas penuh dengan manfaat pembangkit 80%. Kebutuhan bahan bakar untuk PLTP Blawan Ijen 180 MW selama 30 tahun adalah 354,780,00 ton.

3. Harga jual sebelum PLTP Blawan Ijen masuk adalah Rp 2,970.11,- / kWh setelah PLTP Blawa Ijen 180 MW beroperasi maka didapatkan BPP baru maka diperoleh Harga yang baru yaitu Rp 1,065.87,- /kWh.

5.2 Saran

1. Pembangunan PLTP Blawan Ijen 180 MW harus segera dilaksanakan, sehingga kebutuhan energi listrik khususnya di Propinsi Propinsi Jawa Timur dapat terpenuhi dengan baik.

2. Seringnya terjadi pemadaman di wilayah distribusi jawa timur terutama karena adanya perbaikan atau kerusakan sebaiknya melakukan penjadwalan pembangkit dengan baik sehingga pemadaman ataupun defisit dapat di kurangi bahkan dihilangkan. Adapaun solusi yang dilakukan adalah dengan pembangunan pembangkit PLTP Blawan Ijen 180 MW, pemindahan beban waktu beban puncak, pemotongan beban puncak dapat dilakukan dengan pemadaman.

3. Pemerintah daerah Propinsi Jawa Timur harus meningkatkan infrastruktur yang ada, dengan begitu tingkat kesejahteraan masyarakat dapat meningkat.

DAFTAR PUSTAKA 1. Biro Pusat Statistik, 2008, “Propinsi Jawa Timur”

2. Direktorat Jenderal Geologi Dan Sumber Daya Mineral, 2004, Berita DJGSM : Pengembangan Energi Panas Bumi, Tanggal 7 Januari 2004, Jakarta

3. Djoko Santoso, 2006, “Pembangkitan Tenaga Listrik”, Diktat Kuliah, Teknik Elektro ITS, Surabaya

4. Djiteng Marsudi Ir, 2005, “Pembangkitan Energi Listrik”, Elrangga, Jakarta Herman, Danny Z., 2003, Makalah : Studi Sistem Panas Bumi Aktif Dalam Rangka Penyiapan Konservasi Energi Panas Bumi, Yogyakarta.

5. http://plnjatim.com/index.php?option=com_cont

ent&task=view&id=23&Itemid=45

6. http://www.bps.go.id/~jatim/bagus/jatim.htm.

7. http://202.162.220.3/statistik/statistik.asp

8. http://www.esdm.go.id/renew.html

9. Purnomo Yusgiantoro, 2000, “Ekonomi Energi

Teori dan Praktek”. LP3ES, Jakarta Menko Kesra dan TKPK, 2006, Buku Panduan Kongres Nasional Pembangunan Manusia Indonesia, Jakarta

10. Syariffuddin Mahmudsyah , 2008, “Energi Panas Bumi”, Surabaya.

11. UU No.30 Tahun 2009Tentang Ketenagalistrikan 12. UU No.15 Tahun 1985 Tentang Ketenagalistrikan 13. Kepmen No.2472 Tahun 2008 Tentang Penetapan

WKP Blawan Ijen