STUDI PEMBANGUNAN PLTU

TANAH GROGOT 2X7 MW DI

KABUPATEN PASER KALIMANTAN

TIMUR DAN PENGARUH

TERHADAP TARIF LISTRIK

REGIONAL KALIMANTAN TIMUR

Puguh Dwi Prasetyo

NRP 2203109045

Dosen Pembimbing

Ir.H.Syariffuddin Mahmudsyah, M.Eng

Ir.Teguh Yuwono

JURUSAN TEKNIK ELEKTRO

Fakultas Teknologi Industri

Institut Teknologi Sepuluh Nopember

Surabaya 2010

Seminar Tugas Akhir

Jurusan Teknik Elektro - FTI, Institut

Teknologi Sepuluh Nopember

Kampus ITS, Keputih - Sukolilo, Surabaya

- 60111

ada 5 PembangkikTotal di Kaltim = 248 MW

ada 16 Pembangkit

cerobong

Prinsip Kerja dari PLTU :

Batubara yang dimasukkan kedalam ruang pembakaran (ketel) akan

menghasilkan panas yang tinggi yang menyebabkan pipa-pipa yang

berisi air tersebut menjadi uap panas yang bertekanan, yang kemudian

mengalir ke ruang turbin dan kemudian memutar sudu-sudu turbin

dari gerak translasi menjadi gerak rotasi, karena poros turbin dan

generator di kopel, maka generator akan berputar pula untuk

menghasilkan Listrik yang kemudian dikirim ketransformer untuk

dinaikkan tegangannya yang kemudian dikirim kejala-jala.

Latar Belakang

Peningkatan penggunaan energi tak terbarukan akhir-akhir ini

menyebabkan cadangan energi yang ada menipis dengan pesat. Hal ini

diperparah dengan pemakaian potensi energi minyak bumi yang

cenderung boros dalam penggunaannya.

Saat ini konsumsi energi listrik di Kalimantan Timur sebagian besar

bergantung pada Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD) dan

Pembangkit listrik Tenaga Gas Uap (PLTGU). Mesin pembangkit yang

tua sangat boros BBM menyebabkan PLN Wilayah Kalimantan Timur

mengalami krisis kelistrikan yang mengakibatkan terjadinya pemadaman.

Permasalahan

Dari uraian tersebut, permasalahan yang timbul sebagai berikut:

1. Bagaimana kondisi eksisting ketenaga listrikan di Kalimantan

Timur?

2. Berapa banyak kebutuhan batubara yang dikonsumsi untuk

bahan bakar PLTU Tanah Grogot?

3. Bagaimana peranan pembangunan PLTU Tanah Grogot 2x7

MW dalam mensuplai kebutuhan listrik di Kalimantan Timur?

4. Bagaimana analisa teknis dan ekonomi pembangunan PLTU

Tanah Grogot 2x7 MW?

5. Bagaimana dampak lingkungan dari pembangunan PLTU

Tanah Grogot 2x7 MW?

6. Apakah PLTU Tanah Grogot 2x7 MW layak dibangun

(investasi)?

Batasan Masalah

1. Peramalan kebutuhan listrik akan dikembangkan secara jangka

panjang berdasarkan kebutuhan daya yang semakin

meningkat.

2. Daerah yang dibahas dibatasi hanya PLN Wilayah Kalimantan

Timur.

3. Dari sisi teknis hanya menjelaskan mengenai prinsip kerja

PLTU, serta faktor-faktor yang mempengaruhinya. Dan sedikit

membahas mengenai dampak lingkungan akibat proses

pembakaran batubara.

Tujuan

Tujuan dari penulisan ini adalah mempelajari dan

menganalisa pembangunan PLTU Tanah Grogot

2x7 MW di Kalimantan Timur dalam usaha

pemenuhan kebutuhan tenaga listrik di Kalimantan

Timur khususnya dan di Indonesia umumnya

dengan mempertimbangkan Pengaruh Terhadap

Tarif Listrik Regional Kalimantan Timur.

Kondisi Kelistrikan di Kalimantan Timur

Krisis listrik di Kalimantan Timur antara percaya dan tidak. Percaya

karena memang kenyataannya kita krisis listrik, suplai dan demand tidak

seimbang, pemadaman listrik silih berganti masih saja bahkan sudah

empat tahun berlangsung, permintaan pemasangan baru daya listrik

maupun perubahan daya bagi pelanggan sulit terpenuhi. Tidak percaya

adanya krisis listrik, memang ya karena sesungguhnya Kalimantan Timur

dikenal oleh anak negeri merupakan Propinsi terkaya akan hasil

hutannya, bahkan gas dan terutama batubara harus menyandang gelar

Propinsi miskin energi listrik.

Analisa Kebutuhan Batubara

PLTU Tanah Grogot memiliki kapasitas 14 MW dengan faktor kapasitas

sebesar 0.85, menggunakan bahan bakar batubara Lignit yang berkalori

4.500 Kcal/kg, maka dari data pembanding dapat dihitung pemakaian

batubara sebagai bahan bakar PLTU Tanah Grogot :

No Perhitungan PLTU Batubara

1 Energi listrik per tahun (KWh/tahun) 89.352.000

2 Kebutuhan energi kalor (Kcal/tahun) 3.533.930.000

3 Kebutuhan bahan bakar per tahun (kg) 75.190.000

4 Kebutuhan bahan bakar 25 tahun (kg) 1.879.750.000

5Prosentase pemakaian bahan bakar dari

cadangan bahan bakar yang tersedia (%) 0.080

Proyeksi Kebutuhan Energi dan Pelanggan Listrik dengan

Metode Regresi

Data input perhitungan beban mendatang dengan Metode Regresi adalah:

• Pertumbuhan jumlah pelanggan rumah tangga ( X1 )

• Pertumbuhan jumlah pelanggan bidang bisnis ( X2 )

• Pertumbuhan jumlah pelanggan bidang industri ( X3 )

• Pertumbuhan jumlah pelanggan Publik ( X4 )

• Pertumbuhan jumlah pelanggan Sosial (X5)

• Pertumbuhan jumlah penduduk ( X6 )

• Peningkatan PDRB suatu wilayah ( X7 )

Tahun

Energi

terjual

RT

(Ribu)Bisnis Industri Publik Sosial Penduduk PDRB

Y X1 X2 X3 X4 X5 X6 X7

1998 483,64 270,66 15,00 204 2,47 4,47 2.401,10 45,19

1999 551,76 311,64 16,60 210 2,61 5,05 2.470,40 64,49

2000 703,34 321,89 18,20 216 2,74 5,62 2.539,70 83,79

2001 890,05 332,14 19,81 222 2,88 6,20 2.609.00 103,09

2002 979,51 342,38 21,41 228 3,01 6,78 2.678.30 122,39

2003 1.066.46 360,50 23,42 229 3,18 7,32 2.747,60 141,69

2004 1.218,28 378,43 24,33 231 3,44 7,66 2.816,90 160,99

2005 1.295,33 396,04 25,38 234 3,57 8,12 2.886,20 180,28

2006 1.336,54 401,69 25,58 242 3,81 8,57 2.955,50 199,58

2007 1.629,80 407,33 25,79 250 4,05 9,03 3.024,80 212,09

2008 2.053,30 412,97 25,99 258 4,29 9,49 3.055,35 224,60

Parameter Analisa Regresi Berganda

0 = 3,8634

1 = 0,0235

2 = -0,0366

3 = 0,0009

4 = -0,0403

5 = 0,1564

6 = 0,0024

7 = 0,0215

T 1 T

k =(X X) X Y

Cara Perhitungan Dengan Regresi

Tahun

Energi

TerjualRT (Ribu) Bisnis Industri Publik Sosial Penduduk PDRB

Y X1 X2 X3 X4 X5 X6 X7

2009 1.582,74 418,62 27,38 258 4,37 9,95 3.124,65 243,23

2010 1.673,07 424,26 28,09 263 4,55 10,40 3.182,33 259,13

2011 1.764,41 429,90 28,79 267 4,73 10,86 3.240,00 275,03

2012 1.853,75 435,55 29,50 272 4,91 11,31 3.297,68 290,94

2013 1.944,09 441,19 30,21 277 5,09 11,77 3.355,35 306,84

2014 2.034,43 446,83 30,91 282 5,27 12,22 3.413,03 322,75

2015 2.124,43 452,47 31,62 287 5,45 12,68 3.470,70 338,65

2016 2.124,77 458,12 32,32 291 5,63 13,14 3.528,38 354,55

2017 2.305,45 463,76 33,03 296 5,82 13,59 3.586,05 370,46

2018 2.395,78 469,40 33,73 301 6,00 14,05 3.643,73 386,36

2019 2.486,12 475,05 34,44 306 6,18 14,50 3.701,40 402,27

2020 2.576,46 480,69 35,14 311 6,36 14,96 3.759.08 418,17

Proyeksi Energi Terjual (GWh), Jumlah Pelanggan per

Sektor, Jumlah Penduduk (Ribu), dan PDRB (Trilyun)

Kalimantan Timur

Proyeksi Kebutuhan Energi dan Pelanggan

Listrik dengan Metode DKL 3.0

1. Sektor Rumah Tangga

2. Sektor Komersil

3. Sektor Publik

4. Sektor Industri

Proyeksi Konsumsi Energi Listrik per Kelompok

Pelanggan (GWh) Kalimantan Timur

Tahun RT Komersil Publik Industri Total

t Pel.Rt Pel.K Pel.Pt Pel.Pt Pel.Tt

2008 819,61 352,48 45,59 189,18 1.428,84

2009 831,16 374,47 49,59 218,58 1.497,40

2010 842,86 397,83 54,47 252,54 1.572,52

2011 854,71 422,65 59,53 291,79 1.655,05

2012 866,72 449,02 65,07 337,14 1.745,96

2013 878,87 506,79 71,13 389,54 1.846,32

2014 891,19 538,40 77,74 450,08 1.957,41

2015 903,66 571,99 84,98 520,02 2.080,65

2016 916,29 607,67 92,88 600,84 2.217,69

2017 929,09 645,58 10,.52 694,22 2.370,41

2018 942,05 685,85 110,97 802,11 2.540,97

2019 955,17 728,64 121,29 926,76 2.731,86

2020 968,46 774,10 132,57 1.070,79 2.945,92

Aspek Ekonomi

Biaya Pokok

Pembangkitan

(BP)

Biaya

Pembangkitan

Energi

Biaya Investasi

Biaya Tak Tetap

- Biaya Bahan Bakar

- Biaya Perawatan dan Operasional

Biaya Tetap

- Biaya Bahan Bakar

- Biaya Perawatan & Operasional (O&M)

- Pajak dan Asuransi

Biaya Financial

Biaya Aktif

Biaya Tambahan

Biaya Dasar

- Biaya kepemilikan

- Biaya suku cadang

- Biaya tak terduga

Biaya Langsung

Biaya Tak Langsung

- Tanah dan hak tanah

- Sarana dan fasilitas

- Peralatan pembangkit

- Peralatan-peralatan listrik

- Fasilitas pembantu

- Manajemen konstruksi

- Jasa engineering lapangan

- Kenaikan harga

- Bunga selama masa konstruksi

- Kenaikan tingkat suku bunga

Aspek Ekonomi

Net Present Value (NPV)

Metode Net Present Value (NPV) ini menghitung jumlah nilai sekarang

dengan menggunakan Discount Rate tertentu dan kemudian

membandingkannya dengan investasi awal (Initial Invesment).

Selisihnya disebut NPV. Apabila NPV tersebut positif, maka usulan

investasi tersebut diterima, dan apabila negatif ditolak.

Return On Investment (ROI)

Return On Investment adalah kemampuan pembangkit untuk

mengembalikan dana investasi dalam menghasilan tingkat keuntungan

yang digunakan untuk menutup investasi yang dikeluarkan

Benefit Cost Ratio (BCR)

Benefit-Cost Ratio adalah rasio perbandingan antara pemasukan total

sepanjang waktu operasi pembangkit dengan biaya investasi awal.

Payback Period (PP)

Payback Periode adalah lama waktu yang dibutuhkan agar nilai

investasi yang diinvestasikan dapat kembali dengan utuh.

Aspek Ekonomi

Perhitungan Biaya Modal

Dalam perhitungan biaya modal (Capital Cost), tergantung pada tingkat

suku bunga (discount rate) dan umur ekonomis :

Suku Bunga i=6% dan Umur Pembangkit (Life Time) n= 25 Tahun

078.01)06,01(

)06,01(06,025

25

CRF

Suku Bunga i=9% dan Umur Pembangkit (Life Time) n= 25 Tahun

10.01)09,01(

)09,01(09,025

25

CRF

Biaya Pembangkitan Total

TC = CC + FC + OM

Untuk suku bunga i = 6 % maka:

TC = 0.10cent / KWh + 3.77 cent /KWh + 0.58 cent / KWh

=4.45 cent / KWh

= 0.445 US$/KWh

= 445 Rp/KWh

Untuk suku bunga i = 9 % maka :

TC = 1.13 cent / KWh + 3.77 cent / KWh + 0.58 cent / KWh

=4.48 cent / KWh

= 0.0448 US$/KWh

= 448 Rp/KWh

Aspek Kelayakan Investasi

kWhoutput = Daya Terpasang x Faktor Kapasitas x 8760

= 14 MW x 1000 x 0,85 x 8760 .

= 89.352.000 kWh/tahun

Untuk suku bunga i = 6 %

KP = BPP – BP

= Rp 1965 – Rp.445

= Rp. 1520/kWh

CIF = KP x kWhoutput

= Rp. 1520/kWh x 89.352.000

= Rp. 1358,2 milyar/tahun

Untuk suku bunga i = 9 %

KP = PP – BP

= Rp.1965 – Rp.448

= Rp. 1517/kWh

CIF = KP x kWhoutput

= Rp. 1517/kWh x 89.352.000

= Rp. 1355,6 milyar/tahun

Tahun

Suku Bunga 6% Suku Bunga 9%

TC=0,0445 TC=0,0448

CIF COF NPV CIF COF NPV

25 135,8 -12 1723,98 135,5 -12 1720,14

Net Present Value

Metode ini menggunakan pertimbangan bahwa nilai uang sekarang lebih tinggi

bila dibandingkan dengan nilai uang pada waktu mendatang, karena adanya

faktor bunga.

Rumus untuk menghitung NPV adalah sebagai berikut:

n

ttk

CIFCOFNPV

1 )1(

Biaya Pokok Penyediaan (BPP) wilayah Kaltim = Rp 1965/kWh

Return of Investment

adalah kemampuan pembangkit untuk mengembalikan dana investasi

dalam menghasilkan tingkat keuntungan yang digunakan untuk menutup

investasi yang dikeluarkan.

CostInvestment

CostInvestmentBennefit

ROI

n

t

t

Tahun Suku Bunga 6% Suku Bunga 9%

Bennefit ROI Bennefit ROI

25 3108 3104 3116,5 3386,5

Tahun Investasi =120 Milyar Investasi =120 Milyar

Suku Bunga 6% Suku Bunga 9%

∑CIFt BCR (%) ∑CIFt BCR (%)

25 3123,4 260,28 3387,5 282,29

Benefit Cost Ratio

adalah ratio perbandian antara pemasukan total sepanjang waktu operasi

pembangkit dengan biaya investasi awal.

$)(

$)(

USCostInvestment

USBennefitBCR t

Payback Period

adalah lama waktu yang diperlukan untuk mengembalikan dana investasi.

Untuk suku bunga i = 6 %

PP = 0,08 = 1 Tahun

Untuk suku bunga i = 9 %

PP = 0,08 = 1 Tahun

Biaya Pokok Penyediaan (BPP) Pembangunan PLTU

Tanah Grogot

Perhitungan Biaya Pokok Penyediaan Tenaga Listrik setelah pengoperasian PLTU

Tanah Grogot 14 MW ini diharapkan mengalami penurunan harga dimana saat ini

BPP untuk wilayah Kalimantan Timur sekitar

Rp 1965/kWh.

Sedangakan BPP Listrik sebelum PLTU di bangun yaitu: Rp 1841,01/kWh

Sedangkan BPP Listrik setelah PLTU di bangun yaitu: Rp 1745,20/kWh

Maka setelah pengoprasian PLTU Tanah Grogot, terdapat suatu penurunan

BPP Listrik untuk wilayah Kalimantan Timur yaitu sebesar

Rp1745,20/kWh.

Indeks Pembangunan Manusia (IPM)

IPM merupakan indeks komposit yang digunakan untuk mengukur

pencapaian rata-rata suatu negara dalam tiga hal mendasar

pembangunan manusia, yaitu: lama hidup, yang diukur dengan

angka harapan hidup ketika lahir; pendidikan yang diukur

berdasarkan rata-rata lama sekolah dan angka melek huruf

penduduk usia 15 tahun ke atas; dan standar hidupyang diukur

dengan pengeluaran per kapita yang telah disesuaikan menjadi

paritas daya beli.

Aspek Sosial

Perbandingan IPM Indonesia di Asia Tenggara

Glob

al

Rank

Asia Country IPM

Life

Expectacy at

Birth

Adult

Literacy

Rate

GDP Per

capita in $

Education

Index

25 3 Singapore 0.916 78.9 92.5 28,077 0.91

34 5 Brunei

Darussalam

0.871 76.6 92.7 19,210 0.88

61 12 Malaysia 0.805 73.4 88.7 10,276 0.84

74 14 Thailand 0.784 60.3 92.6 8,090 0.86

84 17 Philippine 0.763 70.7 92.6 4,614 0.89

108 23 Indonesia 0.711 67.2 90.4 3,609 0.83

109 105 Vietnam 0.609 70.8 90.3 2,745 0.81

129 131 Cambodja 0.583 56.5 73.6 2,423 0.69

130 132 Myanmar 0.581 60.5 89.9 1,027 0.76

133 134 Laos 0.553 55.1 68.7 1,954 0.66

Propinsi di

Indonesia

IPM Shortfall

DKI 76,3 1,08

Kaltim 74,5 1,92

Jabar 70,3 1,28

Jateng 70,3 1,57

Jatim 69,2 2,39

Indonesia 71,1 1,68

Perbandingan IPM dan Komponennya

PDRB sebagai fungsi Rasio Elektrifikasi

Aspek Lingkungan

Prakiraan dampak penting dalam pembangunan PLTU Tanah Grosot ini yaitu

suatu upaya pemantauan lingkungan untuk kegiatan pembangunan PLTU.

prakiraan dampak yang terjadi akan ditinjau dalam 4 (empat) tahapan:

1. Tahap Persiapan

2. Tahap Konstruksi

3. Tahap Operasional

4. Tahap Pasca Operasi

Pengelompokan yang baik dan benar dengan memperhatikan perubahan

lingkungan dan sumber dampak yang terjadi, akan dapat merendam dan menekan

dampak negatif yang mungkin terjadi bahkan mungkin dapat merubah berbalik

menjadi positif.

Secara umum upaya pengelolaan lingkungan ini adalah pengelolaan rencana

kegiatan yang akan membuat pengaruh (dampak) terhadap lingkungan, mulai dari

tahap kegiatan persiapan, konstruksi dan pasca konstruksi sehingga dampak yang

terjadi dapat ditekan seminimal mungkin

Clean Development Mechanism (CDM)

Berdasar dari ratifikasi “kyoto protocol” yang 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.

KESIMPULAN

Dari hasil pembahasan dan analisa, dapat disimpulkan beberapa hal sebagai

berikut :

1. Pada tahun 2008 beban puncak Kalimantan Timur adalah sebesar 365

MW dengan beban dasar sekitar 270 MW yang di suplai oleh PLTU dan

PLTGU. Sedangkan pada waktu beban puncak antara pukul 18.00-23.00

di suplai dengan PLTD sebagai pemenuh pada saat kondisi beban puncak.

2. Bahwa total pemakaian batubara PLTU Tanah Grogot 14 MW ini sebesar

0,2 % dari total batubara yang terdapat di Kalimantan Timur, maka PLTU

Tanah Grogot tidak akan mengalami kesulitan dalam hal penyediaan

batubara selama proses operasinya.

3. Dengan pembangunan PLTU Tanah Grogot yang memiliki kapasitas 14

MW dengan faktor kapasitas 0,85, maka kelistrikan Kalimantan tidak

akan mengalami defisit kembali pada awal tahun 2015. Dengan begitu

akan menggantikan PLTD yang selama ini eksis di Kalimantan Timur.

4. Dampak Lingkungan yang dihasilkan oleh PLTU dapat diminimalisasi

dengan penggunaan Electric Precipitator dimana selain dapat

meningkatkan efisiensi pembangkit juga dapat mengurangi emisi gas

yang ditimbulkan.

5. Biaya pembangkitan pokok PLTU Tanah Grogot untuk suku bunga 6%

dan 9% sebesar Rp.445/kWh dan Rp 448/kwh. Sedangkan

kemampuan daya beli masyarakat sebesar Rp 624/kWh. Hal ini

menunjukkan bahwa harga jual listrik PLTU Tanah Grogot masih

mungkin bisa terjangkau.

6. PLTU Tanah Grogot 14 MW dengan biaya investasi US$ 12 juta layak

untuk diinvestasikan, karena lama waktu agar investasi dapat kembali

untuk PLTU Tanah Grogot dengan suku bunga 6% dan 9% adalah

selama 1 tahun. Dan biaya pokok penyediaan listrik sebelum

pengoperasian PLTU Tanah Grogot 14 MW sebesar Rp. 1841.01/kWh,

dan setelah pengoperasian PLTU Tanah Grogot 14 MW turun menjadi

Rp.1745.20/kWh atau turun sekitar 5.2%.

KESIMPULAN

SARAN

1. Seringnya terjadi pemadaman di berbagai wilayah Kalimantan Timur oleh

PLN, karena konsumsi energi listrik yang semakin banyak oleh konsumen

dan masih tergantungnya masyarkat terhadap PLTD. Hal ini tidak diikuti

dengan berkembangnya pembangkit, dimana efisiensi pembangkit yang

sudah tua akan semakin kecil, sehingga daya mampunya semakin lama

semakin turun. PLN wilayah Kalimantan Timur harus lebih sering

mensosialisasikan program DSM (Demand Side Management) yaitu

dengan cara penghematan energi pada jam-jam beban puncak.

2. Segera dibangun pembangkit baru lagi dengan kapasitas yang lebih besar,

karena sumber daya energi baru terbarukan melimpah ruah dan untuk

perkembangan kebutuhan listrik yang selalu meningkat yang harus diikuti

dengan penambahan pembangkit baru. Memberikan peluang atau

penawaran kepada perusahaan swasta nasional maupun Internasional

untuk membangun pembangkit tenaga listrik.

Terima Kasih