STUDI PEMBANGUNAN PLTU BATUBARA KARIANGAU 2X100

MW PADA SISTEM MAHAKAM, BALIKPAPAN, KALIMANTAN

TIMUR DAN PENGARUHNYA TERHADAP TARIF DASAR LISTRIK

REGIONAL

Teknik Sistem Tenaga Teknik Elektro, Fakultas Teknologi Industri

Institut Teknologi Sepuluh NopemberSurabaya 2010

Oleh : Tinton Harjono

Dosen Pembimbing

Ir. Syariffuddin Mahmudsyah, M. Eng

Ir. Teguh Yuwono

Penggunaan energi primer terbesar untuk adalah Minyak Bumi sedangkan Kalimantan Timur adalah daerah penghasil utama batubara nasional

Terjadinya Krisis Energi Listrik

Daftar tunggu pelanggan lebih dari 101.169 pelanggan

Kurangnya pembangkit yang ada dan 77% berupa PLTD dengan harga BPP PLTD Rp. 3.578,25/kWh

Ratio Elektrifikasi kalimantan Timur 57,84%

-

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Million ton

nes

Domestic Consumption Export Coal production

-

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Million ton

nes

Domestic Consumption Export Coal production

Sources: Handbook Statistics of Energy Economics Indonesia 2006

Produksi Batubara, Konsumsi & Ekspor

ProvinsiPDRB/kapita

(ribu rupiah)

Pering

kat

RE Pering

kat

kWh per

kapita

Pering

kat

IPM Pering

kat

Indonesia 21.678 - 62,42 - 564,58 - 71,17 -

Kal imantan TImur 128.131 1 57,84 15 531,35 7 74,52 5

DKI jakarta 74.065 2 88,88 1 2.077,31 1 77,03 1

Riau 53.264 3 38,79 28 317,42 15 75,09 3

Kepulauan Riau 40.746 4 52,32 17 533,44 6 74,18 6

Papua 26.615 5 27,11 31 212,94 21 64 31

Kep. Bangka Belitung 19.350 6 46,20 21 326,22 13 72,19 10

Sumatra Selatan 18.725 7 48,20 19 311,32 16 71,99 13

Nanggroe Aceh Darussalam 17.124 8 85,59 2 267,75 17 70,76 17

Papua Barat 17.084 9 - - - - -

Jawa Timur 16.757 10 62,97 11 548,17 5 70,3 19

� Kenapa dibangun PLTU Batubara Kariangau

� Bagaimana kebutuhan listrik di Kalimantan Timur padatahun mendatang.

� Bagaimana pengaruh PLTU Batubara Kariangau terhadapkelistrikan Kalimantan Timur dan Mahakam.

� Apakah kebutuhan batubara PLTU Kariangau dapatterjamin dengan kekayaan batubara Kalimantan Timuryang ada.

� Bagaimana pengaruh PLTU Kariangau terhadap BPP dantarif listrik regional Kalimantan Timur.

• Pengaruh pengoperasian PLTU Kariangau hanya akan di lihat padatarif regional Kalimantan Timur saja, tidak pada kabupaten mengingatkapasitas pembangkit yang cukup besar yaitu 200MW.

• Pembahasan prinsip kerja pembangkitan PLTU Kariangau hanyadibahas secara umum tidak terlalu detail mengingat pembangunanPLTU kariangau masih dalam tahap pelelangan tender

Terletak :antara 113º44’-119º00’ Bujur timur danjuga diantara 4º24 Lintang Utara -2º25 Lintang Selatan.

Luas wilayah :245.237,80 Km2 atau sekitar satusetengah kali Pulau Jawa dan Madura

Iklim :Tropis

Pemerinahan :10 kabupaten dan 4 kota denganSamarinda sebagai ibukota propinsi

Kalimantan Kalimantan TimurTimur :

Propinsi 2005 2006 2007 2008

Kalimantan Timur 2.887.100 2.955.500 3.024.800 3.094.700

�Pertumbuhan penduduk rata-rata 2,31%

�Kepadatan penduduk Kalimantan Timur 15,60 jiwa per Km2

�Kepadatan penduduk rata rata di wlayah perkotaan 904,08 jiwa per Km2

2.750.000

2.800.000

2.850.000

2.900.000

2.950.000

3.000.000

3.050.000

3.100.000

20052006

20072008

Tahun

Jumlah penduduk

Sumber : kalimantan Timur dalam angka 2009

�Pertumbuhan ekonomi 6,13%

WilayahBatubara

(Juta Ton)

Gas

Alam

(TSCF)

Minyak

Bumi

(MMSTB)

Panas

Bumi

(MWe)

Air

(MW)

Kaltim 40.195,57 21,49 768,86 - 5.916

Indonesia 93.059,81 164,99 8.403,31 27.510 42.853,3

1) Sumber: Statistik & Direktori Badan Geologi Tahun 2007

2) Sumber: Ditjen Migas 2007

TSCF: Trillion Standard Cubic Feet

MMSTB: Million Stock Tank Barrels

BM: Billion Meter Cubic

Prov insiP rov insi Ka limantan Ka limantan T imurT imur memilik imemilik i beranekaragamberanekaragam potensipo tensi

sumbersumber energienergi p r imer yang p r imer yang dapatdapat d igunakand igunakan sebagaisebagai sumbersumber

energ ienerg i pembangkitpembangkit tenagatenaga lis tr ikl is tr ik j ikajika d iband ingkand iband ingkan dengandengan

Indones ia Indones ia men jadimen jadi::

Jumlah Pelanggan Per Kelompok Pelanggan di Kalimantan

Timur

Tahun Rumah Tangga Industri Bisnis Publik

2000 337.632 248 21.496 9.222

2001 332.023 226 20.488 9.093

2002 312.482 204 18.042 8.475

2003 351.926 228 22.501 10.222

2004 378.435 231 24.338 11.109

2005 396.049 234 25.385 11.699

2006 401.692 242 25.589 12.394

2007 404.296 245 25.624 13.056

2008 406.143 244 25.847 13.782

Sumber : Statistik PT.PLN

Tahun PLTU PLTG PLTGU PLTD Jumlah

2008 2 1 3 368 374

Unit Pembangkit di lingkungan Sektor PembangkitanKalimantan Timur

Sumber : Statistik PT.PLN

Neracadaya

Kalimantan Timur

Ratio Elektrifikasi

57,84%

Dayaterpasang

414,45 MW

Dayamampu

203,43 MW

BebanPuncak

317,22 MW

Sumber : PLN Wil Kaltim data diolah kembali

Sumber : PLN Wil Kaltim data diolah kembali

Neraca daya Kalimantan Timur (MW)

Dayaterpasang

366

Daya mampu 208

BebanPuncak MW

207

Kawasan Industri

Kariangau

Bal ikpapan Barat

Alasan dipiihnya Kariangau :1. Tersedianya laut yang cukup dalam2. Sudah terbangun Jalan3. Tergolong jarang penduduk dengan

kepadatan 489,76 jiwa/Km2

4. Dilewati oleh transmisi Sistem Mahakam 150KV

Metode Peramalan Kebutuhan Energi Litrik

DKL 3.01RegresiLinier

berganda

Kebutuhanenergilistrik

Tahun

Energi

terjual

(GWH)

Y

RT

X1

Bisnis

X2

Industri

X3

Publik

X4

Penduduk

(Ribu

Jiwa)

X5

PDRB

(milyar)

X6

2009 1.623,2 428.415 27.489 244 14.293 3.209,11 131.516,76

2010 1.711,5 440.305 28.336 246 14.950 3.298,29 146.976,97

2011 1.800,0 452.195 29.182 248 15.608 3.387,46 162.437,17

2012 1.888,3 464.085 30.029 250 16.265 3.476,63 177.897,38

2013 1.976,6 475.975 30.875 252 16.922 3.565,80 193.357,58

2014 2.065,0 487.865 31.722 254 17.580 3.654,97 208.817,79

2015 2.153,3 499.755 32.568 256 18.237 3.744,14 224.277,99

2016 2.241,8 511.645 33.415 258 18.895 3.833,32 239.738,20

2017 2.330,1 523.536 34.261 260 19.552 3.922,49 255.198,40

2018 2.418,4 535.426 35.108 262 20.209 4.011,66 270.658,61

2019 2.506,8 547.316 35.954 264 20.867 4.100,83 286.118,81

2020 2.595,1 559.206 36.801 266 21.524 4.190,00 301.579,02

2021 2.683,6 571.096 37.647 244 22.182 3.209,11 317.039,22

2022 2.771,9 582.986 38.494 246 22.839 3.298,29 332.499,43

2023 2.855,6 594.876 39.340 248 23.496 3.387,46 347.959,63

2024 2.944,0 606.766 40.187 250 24.154 3.476,63 363.419,842025 3.032,3 618.656 41.033 252 24.811 3.565,80 378.880,04

Tahun RT Bisnis Industri Publik Total

T ERt EKt EIt EPt ETt

2009 891,25 426,20 152,554 133,172 1.603,18

2010 900,25 468,65 167,986 138,099 1.674,99

2011 909,34 515,33 184,979 143,209 1.752,86

2012 918,53 566,66 203,690 148,507 1.837,39

2013 927,81 623,10 224,295 154,002 1.929,20

2014 937,18 685,16 246,984 159,700 2.029,02

2015 946,64 753,40 271,968 165,609 2.137,62

2016 956,21 828,44 299,479 171,737 2.255,86

2017 965,87 910,95 329,773 178,091 2.384,68

2018 975,62 1001,68 363,132 184,680 2.525,12

2019 985,48 1101,45 399,864 191,513 2.678,31

2020 995,43 1211,16 440,313 198,599 2.845,50

2021 1 .005,49 1331,79 484,854 205,947 3.028,08

2022 1.015,64 1464,43 533,899 213,568 3.227,54

2023 1.025,90 1610,29 587,907 221,470 3.445,57

2024 1.036,26 1770,68 647,377 229,664 3.683,98

2025 1.046,73 1947,04 712,863 238,161 3.944,79

TahunEnergi Produksi

(GWh)

Konsumsi

(GWh)2009 1.753,64 1.603,182010 1.832,19 1.674,992011 1.917,37 1.752,862012 2.009,83 1.837,392013 2.110,26 1.929,202014 2.219,45 2.029,022015 2.338,25 2.137,622016 2.467,58 2.255,862017 2.608,49 2.384,682018 2.762,11 2.525,122019 2.929,67 2.678,312020 3.112,56 2.845,502021 3.312,27 3.028,082022 3.530,46 3.227,542023 3.768,95 3.445,572024 4.029,73 3.683,982025 4.315,02 3.944,79

Tahun

Kapasitas

Terpasang

(MW)

Daya

Mampu

(MW)

Beban

Puncak

(MW)

Selisih

(MW)Keterangan

(1) (2) (3) (4) (5) (6)

2009 472,43 252,73 393,54 -132,11PLMG bontang & PLTD Batakan, dan

beberapa PLT lain (total58 MW)

2010 527,43 299,48 409,07 -92,64PLTG Sangata & PLTD Daerah (total

55 MW)

2011 534,43 305,43 425,87 -102,44 PLTG milinau 7MW

2012 753,43 491,58 444,09 47,49

PLTG Kaltim, PLTU kota bangun,

PLTU Kaltim Baru& PLTU Tanah

grogot, PLTU Kariangu 100 MW (total

219 MW)

2013 853,43 576,58 463,85 112,73PLTU

Kariangau100MW

2014 853,43 576,58 485,30 91,28 Surplus

2015 853,43 576,58 508,62 67,96 Surplus

2016 853,43 576,58 533,98 42,6 Surplus

2017 853,43 576,58 561,58 15 Surplus

2018 853,43 576,58 591,65 -15,07 Defisit

2019 853,43 576,58 624,42 -47,84 Defisit

2020 853,43 576,58 660,16 -83,58 Defisit

Skema Umum Proses pembangkitan PLTU

Keterangan :

1. Jetty (Dermaga kapal) 2. Coal Storage

3. Colling control house 4. Boiler house

5. Turbine house 6. Stack

7. Switchyard 8. Coal conveyor

BATUBARA - menurut rencana bahan bakar PLTU Kariangauberasal dari PT. Kaltim Prima Coal Kalimantan timur yang di kirimmelalui sebuah perahu dengan kebutuhan per hari adalah 2.740 ton.

MINYAK - untuk start dari data yang didapat kebutuhan BBM sekali strat

PLTU kariangu adalah sebanyak 39.024 lt

AIR - masing-masing boiler membutuhkan 1.531 ton/jam air

atau sekitar 36.744 m3/hari. (1 ton air = 1m3 air).

TURBIN & GENERATOR - masing masing unit 1 dan 2 berkapitas168HP dengan puataran operasi 3000rpm. turbin dihubungkanlangsung dengan generator 100 MW denga Tegangan output 10,5 kv

Denah Pengiriman Batubara dariTambang bake PLTU

No PerhitunganPLTU

Batu bara

1 Energi listrik per tahun (KWh/tahun) 1.489.200.000

2 Kebutuhan energi kalor (Kcal/tahun) 6.254.640.000

3 Kebutuhan bahan bakar per tahun (kg) 1.000.000.000

4 Kebutuhan bahan bakar 25 tahun (kg) 25.000.000.000

5Prosentase pemakaian bahan bakar dari

cadangan bahan bakar yang tersedia (%)0,062 %

Dari APBI (Asosiasi Pertambangan Batu Bara Indonesia) PLTU 2X100 MWkariangau rencananya akan menggunakan batubara berkalori rendah sekitar 1juta ton per tahun

AnalisaAnalisa BiayaBiaya PembangkitanPembangkitan Total (Total Cost) :Total (Total Cost) :

TC = CC + FC + OM

Biaya Investasi Modal (Capital Cost)

1-)+1(

)+1(= n

i

nii

CRF

CRF = Capital Recovery Factor / FaktorPenyusutan (desimal)

I = Suku Bunga (%)n =Umur Pembangkit/LamaWaktu Penyusutan

CIC x InsCap x CRFC C

InsCap xCF x8760=

BiayaOperasi dan Perawatan

OM =Biaya Operasi dan Perawatan (US$/KWh )

CF =Capacity Factor / Faktor Kapasitas.T =Waktu dalam setahun (8760 jam / tahun).

Ins.Cap =Kapasitas Terinstal (kW).

Biaya Bahan bakar (Fuel Cost)

860( $ / )

xUiFc US kWh

η=

Ui = Harga Bahan Bakar (US$/satuan energi)

Harga Batubara = US$ 0.0458 /kg

Nilai kalori bahan bakar = 4200 kkal / kg

η = Efisiensi pembangkit thermal (desimal)

1 Kwh = 860 Kcal

CIC = Capital Investment Cost (USD/KW)

InsCap =Kapasitas Terinstal (MW)

CRF = Capital Recovery Factor/Faktor Penyusutan (desimal)

AnalisaAnalisa BiayaBiaya PembangkitanPembangkitan Total (Total Cost) :Total (Total Cost) :

Contoh perhitungan Total Cost dengan suku bungasebesar 6%

078.01

25)06.01(

25)06.01(06.0

=−+

+=CRF

US$/kW1.333,35=

200.000

0266.670.00=

Pembangkit Kapasitas

Investasi Total Biaya=(CIC)n pembanguna B

Jumlah Pembangkitan Tenaga Listrik /tahun)= Daya Terpasang x Faktor Kapasitas x 8760= 200 MW x 0,85 x 8760= 1.489.200.000 kWh/tahun

CIC x InsCap x CRFC C

InsCap x CFx 8760=

Capital Cost :

860( $ / )

xUiFc US kWh

η=

Capacity ( MW ) 150 150 200 300

Capacity Factor ( % ) 85 85 85 85

O & M Cost

( Millions US$ / Year )3,50 5,26 7,01 10,96

Untuk pembangunan 2 x100 MW = 2 X 0,47 Cent/Kwh= 0,94 Cent/Kwh

Untuk suku bunga i = 6 % maka:TC = 1,39 cent / KWh + 2.60 cent /KWh + 0.94 cent / KWh

= 4.93 cent / KWh= 0.0493 US$/KWh = Rp 459 /KWh

TC = CC + FC + OM

PerhitunganSuku Bunga

6% 9 % 12 %Kapasitas (kW) 200.000 200.000 200.000

Investasi (jutaUS$) 266,67 266,67 266,67

Biaya Pembangunan (US$ / kW) 1.333,35 1.333,35 1.333,35

Umur Operasi (Tahun) 25 25 25

Biaya Bahan Bakar (US$ / kWh) 0,026 0,026 0,026

B. O & M (US$ / kWh) 0,0094 0,0094 0,0094

Biaya Modal (US$ / kWh) 0,0139 0,0182 0,0227

Total Cost (US$ / kWh) 0,0493 0,0536 0,0581

Pengeluaran Biaya Listrik per Keluarga

masyarakat Kalimantan rata-rata mengkonsumsi listrik sebesar 5%-10%

Contoh perhitungan jika pelangan menggunakan daya 900 VA

Daya (P) = 900 x Cos φ = 900 x 0,8 = 0,72 kW

Maka kita dapat mengetahui jumlah Kwh/bulan :

kWh/Bulan = kW x 1 bln x 24 jam x FC

= 0,72 x 30 x 24 x 0,46 = 238,46 kWh/Bulan

Prosentase untuk

listrik

Pengeluaran Riil

per Kapita (Rp)Pengeluaran Biaya

Listrik

(Rp)

Pengeluaran Biaya

Listrik per Keluarga

(Rp)

10% 585.060 58.510 234.040

5% 585.060 29.235 117.012

Dengan Tarif Dasar Listrik sektor rumah tangga :

Perbandingan antara daya beli Listrik dengan pendapan perkapita yang digunakan untuk keperluan listrik

Perhitungan yang sama dilakukan untuk pada daya 450 VA dan hasilnya daya beli msyarakat nya Rp Rp. 764,89/kWh

Pendapatan Pertahun (Cash in Flow)

Yaitu Jumlah pendapatan per tahun dapat dihitung dari kWhoutput dikalikan keuntungan penjualan (KP).

kWhoutput = Pinstall x CF x 8760= 200.000 kW x 0,85 x 8760= 1.498.200.000 kWh/tahun

Untuk Suku Bunga i = 6%KP = BPP – BP

= Rp 1.732 – Rp 459,-= Rp. 1.273/kWh

CIF = KP x kWhoutput

= Rp 1.273 /kWh x 1.498.200.000 kWh/th= Rp1.907.208.600.000/tahun= US$ 205,07 juta/tahun

•Untuk Suku Bunga i = 9%KP = BPP – BP

= Rp 1.732 – Rp 499,-= Rp 1.233 /kWh

CIF = KP x kWhoutput

= Rp 1.233 /kWh x 1.498.200.000 kWh/th= Rp 1.847.280.600.000 /tahun= US$ 198,6 juta/tahun

•Untuk Suku Bunga i = 12%KP = BPP – BP

= Rp 1.732 – Rp 540,-= Rp 1.192 /kWh

CIF = KP x kWhoutput

= Rp 1.192 /kWh 1.498.200.000 kWh/th= Rp 1.785.854.400.000 /tahun

= US$ 192,02 juta/tahun

net present value (NPV) merupakan gambaran pendapatan dari total proyek pada tahun (t). Dapat dilihat apakah nilai NPV yang merupakan keuntungan proyek bernilai negatif atau positif

Contoh Perhitungan pada tahun pertama untuk suku bunga

12% adalah sebagai berikut:

juta 95,22- US$ 199,1

=%)12+1(

10+10 x -266,67= ∑

1

1=1

6

6

t

XNPV

∑1= )+1(

+-=n

t

tk

CIFCOFNPV

Tahun

ke

Net Present Value juta U$D

Suku Bunga

6% 9% 12%

1 -73,21 -84,47 -95,22

2 109,30 82,69 57,85

3 281,48 236,05 194,53

4 443,92 376,74 316,56

5 597,16 505,81 425,52

6 741,73 624,23 522,80

7 878,11 732,87 609,66

25 2.354,81 1.684,09 1.239,37

Payback Periode adalah lama waktu yang dibutuhkanagar nilai investasi yang diinvestasikan dapat kembalidengan utuh.

Contoh perhitungan dengan suku bunga 6 %

�BPP Tenaga Listrik Sebelum Pembangunan PLTU

Kariangau 2x100 MW adalah sebesar Rp3.131,05 /KWh

�BPP Tenaga Listrik Setelah Pembangunan PLTU

Kariangau 2x100 MW dan dianggap terisolasi dan tanpa

subsidi dari pemerintah adalah sebesar

Rp2.306,28 /KWh turun 26,34%

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

BPPbaru×lama HJ.Total

lamaor HJ.Persekt=barupersektor HJ.

No. DAERAH RT Ind Bisnis Sosial Pem. Publik Total

1. Kaltim 579,26 691,61 901,21 603,73 922,29 636,64 682,12

2. Jawa 587,60 629,10 862,48 579,75 800,44 660,70 650,39

3. Luar Jawa 584,83 643,02 837,98 585,30 913,83 611,77 664,884. Indonesia 588,01 622,04 850,56 580,89 847,15 665,11 653,00

UU No. 5 Th. 1985

Harga jual lama dengan subsidi

Sektor BPP

LamaHarga jualLama Tanpa

Subsidi

UU No. 30 Th. 2009

Harga Jual Tanpa Subsidi

BPPBaru Harga Jual

Rumah Tangga

3.131,05

2.658,90

2.306,28

1.958,50Industri 3.174,61 2.338,36Bisnis 4.136,71 3.047,03Sosial 2.771,23 2.041,24Pemerintah 4.233,47 3.118,31P Jalan 2.922,29 2.152,51Total 3.131,05 2.306,28

•Analisa proyeksi kebutuhan energi listrik didapat di Kalimantan Timur pada

tahun 2025 akan mencapai 3.032,30 - 3.944,79 Gwh. Sehingga Kalimantan

Timur perlu terus membangun pembangkit listrik dengan kapasitas sebanding

dengan tingkat pertumbuhan kebutuhan energi listriknya.

Propinsi Kalimanatn Timur, sekarang mengalami defisit energi listrik dan Defisit akan

berhenti setelah tahun 2012 dengan beroprasinya bebrapa Pembangkit termasuk PLTU

Kariangau 2x100 MW.

Harga BPP baru propinsi Kalimantan timur setelah dibangunnya PLTU

kariangau adalah sebesar Rp 2.306,28 /KWh turun 26,34 % dari Haraga BPP

awal. Hal ini mempengaruhi harga jual listrik per sektor di Kalimantan Timur

jika tanpa susidi yaitu :

PLTU Kariangau menambah energi sebesar 48,25% terhadap kemampuan daya

kalimantan timur, 281% terhadap balikpapan , dan menambah 54,6% terhadap

daya mampu sistem mahakam

PLTU Kariangau tidak akan mengalami kesulitan dalam hal penyediaan

batubara selama proses operasinya, hanya memakai 0,062 % dari cadangan

batubara Kalimantan Timur.