Studi Pembangunan PLTU 2x60 MW di Kabupaten Pulang Pisau berkaitan dengan Krisis Energi di Kalimantan Tengah oleh: Alvin Andituahta Singarimbun 2206 100 040 DosenPembimbing 1: Ir. Syarifuddin M, M.Eng 194612111974121001 DosenPembimbing 2: Ir. Teguh Yuwono 19500806197121002
LATAR BELAKANG (1) Daya Mampu (MW) Tahun Beban Puncak (MW) Reserve Margin Krisis 2001 energi listrik yang 60,72 terjadi di 43,80Kalimantan Tengah 2002 sehingga membuat 60,72 PT. PLN 44,00 (Persero) 2003 60,72 53,50 di Kalimantan Tengah menyewa pembangkit 2004 60,72 43,42 swasta Sumber: Statistik PLN 2005 60,72 45,23 2006 60,72 46,92 2007 60,72 53,16 2008 60,72 50,49 2009 60,72 51,29 Reverse Margin = Daya Mampu Beban Puncak Reserve Margin < 1,2 termasuk defisit Reverse Margin > 1,2 termasuk surplus 1.387 1.380 1.135 1.398 1.342 1.294 1.142 1.202 1.183
LATAR BELAKANG (2) Cabang Jumlah Sentra Jumlah Unit Jenis Pembangkit Pembangkit milik PT. PLN Pembangkit (Persero) Pembangkit yang ada di Palangkaraya Kalimantan Tengah semuanya 42 berjenis 166 PLTD PLTD dan umur pemakaiannya sudah sangat lama Kuala Kapuas 32 115 PLTD Total 74 sentra 281 unit *BPP PLTD: Rp.2.610/kWh
BATASAN MASALAH Pembahasan hanya mengenai Pembangkit Energi Tak Terbarukan. Analisa ketersediaan bahan bakar batubara. Analisa peramalan neraca daya hanya di Kalimantan Tengah. Pembahasan dari segi teknis hanya mempertimbangkan cadangan bahan baku pembangkit dan penguasaan teknologi PLTU Pulang Pisau 2x60 MW. Pembahasan dari sisi ekonomi hanya mempertimbangkan kelayakan investasi pembangunan proyek pembangkit.
TUJUAN Memperkirakan kecenderungan konsumsi energi listrik yang akan terjadi di Kalimantan Tengah. Mengubah pola ketergantungan bahan bakar untuk pembangkit dengan memanfaatkan potensi daerah Sebagai masukan dalam usaha pemenuhan energi listrik di Kalimantan Tengah
METODOLOGI PENELITIAN Studi Literatur Pengumpulan Data Analisis dan Perhitungan Metode Regresi Linear, Metode DKL 3.01, Perhitungan Teknis, Perhitungan Ekonomi Kesimpulan
DATA KOMPOSISI PELANGGAN & KONSUMSI ENERGI LISTRIK KALIMANTAN TENGAH Jumlah Pelanggan 4% 0.06% 20% 3% 4% 3% 66% Rumah Tangga Industri Bisnis Sosial Pemerintahan Analisis Kondisi Penerangan Jalan Kelistrikan Konsumsi Energi Listrik 0.96% 0.31% Kalimantan Tengah 2.64% 7.89% 88.15% Rumah Tangga Industri Bisnis Sosial Pemerintahan Penerangan Jalan Laju Pertumbuhan Jumlah Pelanggan Kalteng Rumah Tangga : 3,4% Industri : 1,83% Bisnis : 4,3 % Publik : 6,55% Laju Pertumbuhan Konsumsi Energi Listrik Kalteng Rumah Tangga : 5,2% Industri : 14,3% Bisnis : 6,7% Publik : 10,8%
PERBANDINGAN PEMBANGKIT DI KALIMANTAN TENGAH Perbandingan Jumlah Pembangkit Antara PLN dan Swasta di Kalimantan Tengah 18% 82% PLN Swasta Perbandingan Daya Total Pembangkit Antara PLN dan Swasta di Kalimantan Tengah 49% 51% PLN Swasta
NERACA DAYA KALIMANTAN TENGAH Tahun BebanPuncak (MW) Produksi Energi (GWh) Rasion Elektrifikasi (%) 2004 43.42 372.58 33.25 2005 45.23 458.28 33.21 2006 46.92 422.45 43.28 2007 53.16 448.36 42.75 2008 55.36 452.86 45.22 2009 58.361 476.098 49.59
BAGIAN-BAGIAN PENTING PLTU 1. Boiler (KetelUap) Memanaskan air bersuhu rendah dan bertekanan rendah menjadi uap bertekanan yang sesuai dengan yang diperlukan. Komponen boiler terdiri atas: Main Drum, Superheater, Reheater, dan Economizer. 2. Superheater Berfungsi untuk menaikkan temperatur uap jenuh menjadi uap panas lanjut dengan memanfaatkan gas panas hasil pembakaran. 3. Reheater Berfungsi untuk memanaskan kembali uap yang keluar dari turbin uap dengan memanfaatkan gas hasil pembakaran yang temperaturnya relatif masih tinggi. Pemanasan ini bertujuan untuk menaikkan efisiensi sistem secara keseluruhan. 4. Economizer Berfungsi untuk memanaskan air pengisi sebelum masuk ke main drum agar perbedaan temperatur antara air pengisi dan air yang ada dalam boiler tidak terlalu tinggi. Berfungsi juga untuk meningkatkan efisiensi dari boiler dan proses pembentukan uap lebih cepat. 5. Condensor (Pendingin) Untuk mengkondensasikan uap bekas proses dengan air pendingin yang digunakan kembali sebagai air pengisi ketel uap 6. Turbin Uap Untuk merubah energi panas dari uap air boiler yang bertemperatur tinggi dan bertekanan tinggi menjadi energi mekanik rotasi untuk memutar poros Generator. 7. Generator Untuk merubah energi mekanis rotasi menjadi energi listrik
SKEMA CARA KERJA PLTU
Analisa Teknis Pembangkit Boiler Kalori yang masuk boiler = fuel supply x heating value = 35.000 x 4200= 147.000.000 kkal/jam = 170,96 MW Efisiensi boiler = 85% Kalori keluar boiler = kalori masuk boiler x efisiensi = 147.000.000 x 85 % = 124.950.000 kkal/jam = 145,32 MW Turbin Efisiensi thermodinamika = 50% Kalori masuk turbin = kalori keluar boiler x efisiensi thermodinamika = 124.950.000 x 50% = 62.475.000 kkal/jam = 72,66 MW Efisiensi turbin = 85% Kalori keluar turbin = Kalori masuk turbin x efisiensi turbin = 62.475.000 x 85% = 53.103.750 kkal/jam = 61,76 MW Generator Kalori masuk generator = Kalori keluar turbin Efisiensi generator = 90% Kalori keluar generator = Kalori masuk generator x efisiensi generator = 53.103.750 x 90% =47.793.375 kkal/jam = 55,58 MW Transformator Transformator yang digunakan adalah transformator 3 fasa 200 MVA, 10.5 kv/150 kv.
PETA KETERSEDIAAN BATUBARA NASIONAL
ANALISA KETERSEDIAAN BATUBARA No UNTUK PLTU Perhitungan PLTU Batu bara 1 Energi listrik per tahun (KWh/tahun) 840.960.000 2 Kebutuhan bahan bakar per tahun (kg) 613.200.000 3 Kebutuhan energi kalor (Kcal/tahun) 2.575.440.000.000 4 Kebutuhan batubara untuk produksi 1 kwh (kg/kwh) 0,73 5 Kebutuhan bahan bakar selama 25 tahun (kg) 15.330.000.000 6 Prosentase pemakaian bahan bakar dari cadangan 82,2295 bahan bakar yang tersedia (%) Dapat disimpulkan bahwa ketersediaan batubara di Kalimantan Tengah untuk PLTU Pulang Pisau 2x60 MW cukup untuk masa operasi 25 tahun
Data Input Energi Terjual per sektor Pelanggan Kalimantan Tengah (GWh) Tahun Rumah Tangga Industri Bisnis Publik Jumlah 2000 190,55 14,76 43,32 21,76 270,40 2001 204,02 14,28 42,29 23,17 283,77 2002 203,23 14,61 43,71 24,09 285,64 2003 211,16 17,17 48,08 25,42 301,83 2004 254,67 47,19 65,82 65,28 402,36 2005 239,63 21,05 58,67 30,94 350,29 2006 257,49 20,58 66,99 34,49 379,55 2007 284,19 24,96 79,86 40,85 429,86 2008 307,73 20,61 91,47 43,83 463,64 2009 311,35 89,14 27,29 48,41 476,19
Proyeksi Konsumsi Energi Listrik Kalimantan Tengah dengan Metode Regresi Linier Berganda (GWh) Tahun Rumah Tangga Bisnis Industri Publik Total (GWh) 2010 325,9 94,88 28,39 51,21 500,38 2011 340,46 100,63 29,49 54 524,58 2012 355,01 106,37 30,58 56,79 548,75 2013 369,56 112,12 31,68 59,6 572,96 2014 384,12 117,86 32,78 62,39 597,15 2015 398,67 123,61 33,87 65,19 621,34 2030 616,97 209,77 50,31 107,14 984,19 2031 631,52 215,51 51,41 109,94 1008,38 2032 646,07 221,26 52,5 112,74 1032,57 2033 660,62 227 53,6 115,53 1056,76 2034 675,18 232,75 54,7 118,33 1080,95 2035 689,73 238,49 55,79 121,13 1105,14 Didapat laju pertumbuhan rata-rata konsumsi energi sebesar 2,24 % per tahun
Proyeksi Konsumsi Energi Listrik Kalimantan Tengah dengan Metode DKL 3.01 (GWh) Tahun Rumah Tangga Bisnis Industri Publik Total (GWh) 2010 396,44 89,19 27,29 53,53 566,45 2011 429,79 94,93 28,39 56,62 609,74 2012 464,37 100,68 29,49 59,71 654,26 2013 500,26 106,43 30,59 62,79 700,07 2014 537,31 112,18 31,69 65,89 747,08 2015 575,58 117,93 32,79 68,98 795,28 2030 1208,25 202,55 50,33 115,76 1576,89 2031 1249,61 208,14 51,53 118,89 1628,18 2032 1290,97 213,73 52,74 122,03 1679,46 2033 1332,33 219,31 53,94 125,16 1730,75 2034 1373,69 224,90 55,15 128,29 1782,03 2035 1415,04 230,49 56,36 131,42 1833,32 Didapat laju pertumbuhan rata-rata konsumsi energi sebesar 2,88 % per tahun
Perbandingan Proyeksi Konsumsi Energi Listrik Antara Regresi Linier Berganda dan DKL 3.01 Tahun Regresi Linear DKL 2010 500,38 566,45 2011 524,58 609,74 2012 548,75 654,26 2013 572,96 700,07 2014 597,15 747,08 2015 621,34 795,28 2030 984,19 1576,89 2031 1008,38 1628,18 2032 1032,57 1679,46 2033 1056,76 1730,75 2034 1080,95 1782,03 2035 1105,14 1833,32
NERACA DAYA KALIMANTAN TENGAH SETELAH PLTU PULANG PISAU BEROPERASI Tahun Reverse Margin = Daya Mampu (MW) Beban Puncak (MW) Selisih Reserve Margin Keterangan (MW) 2010 60,72 52,09 8,63 1,165675 defisit 2011 60,72 52,88 7,84 1,14826 defisit 2012 180.72 53,68 127,04 3,366617 surplus 2013 180.72 54,47 126,25 3,31779 surplus 2014 180.72 55,27 125,45 3,269767 surplus 2015 180.72 56,07 124,65 3,223114 surplus 2016 180.72 56,86 123,86 3,178333 surplus 2017 180.72 57,66 123,06 3,134235 surplus 2018 180.72 58,46 122,26 3,091345 surplus 2019 180.72 59,25 121,47 3,050127 surplus 2020 180.72 60,05 120,67 3,009492 surplus 2021 180.72 60,84 119,88 2,970414 surplus 2022 180.72 61,64 119,08 2,931862 surplus 2023 180.72 62,44 118,28 2,894299 surplus 2024 180.72 63,23 117,49 2,858137 surplus 2025 180.72 64,03 116,69 2,822427 surplus 2026 180.72 64,83 115,89 2,787598 surplus 2027 180.72 65,62 115,1 2,754038 surplus 2028 180.72 66,42 114,3 2,720867 surplus 2029 180.72 67,21 113,51 2,688886 surplus 2030 180.72 68,01 112,71 2,657256 surplus 2031 180.72 68,81 111,91 2,626362 surplus 2032 180.72 69,60 111,12 2,596552 surplus 2033 180.72 70,39 110,33 2,56741 surplus 2034 180.72 71,19 109,53 2,538559 surplus 2035 180.72 71,99 108,73 2,510349 surplus Daya Mampu Beban Puncak Reserve Margin < 1,2 termasuk defisit Reverse Margin > 1,2 termasuk surplus
LOKASI PEMBANGUNAN PLTU PULANG PISAU 2x60 MW Lokasi proyek yang telah ditentukan: Desa Buntoi, Kecamatan Kahayan Hilir, Kabupaten Pulang Pisau, Kalimantan Tengah. Situs pembangunan PLTU ini berada pada kisaran 114 o 16 27 BT dan 4 o 11 18 LS. Berada di dekat sungai Kahayan, yang nantinya akan digunakan sebagai penyedia air untuk proyek pembangunan dan sebagai sumber air untuk pendinginan PLTU Pulang Pisau
BIAYA PEMBANGKITAN PLTU PULANG PISAU 2x60 MW Perhitungan SukuBunga 6% 9 % 12 % Biaya Pembangkitan (US$ / kw) 625 625 625 Umur Operasi (Tahun) 25 25 25 Kapasitas (MW) 120 120 120 Biaya Bahan Bakar (US$ / kwh) 0,06163 0,06163 0,06163 Biaya O & M (US$ / kwh) 0,0012842 0,0012842 0,0012842 Biaya Modal (US$ / kwh) 0,0069742 0,0090788 0,0011371 Biaya Total (US$ / kwh) 0,0367784 0,038883 0,0411752 Investasi (jutaus$) 75 75 75 Dengan asumsi 1 US$=Rp. 9.200,- maka didapat variasi Biaya Pokok Produksi sebesar Rp. 338,36/kWh, Rp. 357,72/kWh atau 378,81/kWh (berdasarkan nilai suku bunga yang digunakan)
ANALISA INVESTASI (1) Merupakan suatu gambaran nilai ongkos total atau pendapatan total proyek dilihat dengan nilai sekarang ( awal proyek). Jika nilai NPV positif, maka investasi layak dilaksanakan tetapi jika nilai NPV bernilai negatif, investasi tidak layak dilaksanakan. HargaListrik (US$/kWh) Net Present Value (US$) i = 6% i = 9 % i = 12 % 0,06 78.014.305,26 13.626.758,99-29.566.104,81 0,07 180.142.071,61 92.100.526,17 33.093.674,73
ANALISA INVESTASI (2) Merupakan suatu indikator yang menggambarkan kecepatan pengembalian modal dari suatu proyek. Proyek layak diterima apabila IRR lebih besar dari suku bunga yang berlaku dan tidak layak dilaksanakan apabila nilai IRR lebih kecil atau sama dengan suku bunga. Harga Listrik (US$/kWh) Internal Rate of Return (%) i = 6% i = 9 % i = 12 % 0,06 16% 11% 6% 0,07 27% 23% 18%
ANALISA INVESTASI (3) Merupakan nilai perbandingan antara keuntungan pada tahun t dengan biaya investasi. BCR menunjukkan persentase pertumbuhan keuntungan selama setahun, yang dapat dicari berdasarkan keuntungan pada tahun tersebut. Harga Listrik (US$/kWh) Benefit Cost Ratio (%) i = 6% i = 9 % i = 12 % 0,06 7,528 5,519 3,448 0,07 12,553 10,405 8,204
ANALISA INVESTASI (4) Merupakan hasil perbandingan antara biaya investasi dengan pendapatan bersih tiap tahun. Payback periode menunjukkan lama waktu yang dibutuhkan agar nilaiinvestasi yang dinvestasikan dapat kembali dengan utuh. Payback Periode( tahun) SukuBunga 6% Suku Bunga 9% Suku Bunga 12% Harga jual Harga jual Harga jual Harga jual Harga jual Harga jual US$ US$ US$ US$ US$ US$ 0,07/kWh 0,06/kWh 0,07/kWh 0,06/kWh 0,07/kWh 0,06/kWh 13 8 17 9 26 11
Harga Jual Listrik Rata-rata per sektor Daya Beli Masyarakat Daya Beli Masyarakat Kalimantan Tengah untuk biaya kebutuhan Listrik yaitu sebesar Rp 470,44 / kwh
BPP KALIMANTAN TENGAH SEBELUM PLTU PULANG PISAU BEROPERASI Pembangkit di Kalimantan Tengah PLTD Total Kapasitas (MW) 60,72 60,72 BPP (Rp/kWh) 2.610 SESUDAH PLTU PULANG PISAU BEROPERASI Pembangkit Di Kalimantan Tengah PLTD PLTU Total Kapasitas (MW) 60,72 120 180,72 BPP (Rp/kWh) 2.610 338,36
Analisis Lingkungan Tahap Pra Konstruksi Kualitas udara menurun, kebisingan, kerusakan prasarana jalan, penurunan kualitas air sungai akibat kegiatan mobilisasi alat & bahan, emisi gas buang dari transportasi dan lain sebagainya. Tahap Operasi Abrasi, sedimentasi dan gangguan lainnya akibat breakwater (dapat diatasi dengan pengerukan lumpur secara berkala). Penurunan kualitas air sungai (dapat diatasi dengan penempatan lapisan kedap air di lapisan bawah tempat penimbunan batubara serta daerah tersebut dilengkapi dengan saluran air pengumpul). Penanggulangan ceceran minyak dilakukan pembuatan unit penangkap minyak. Limbah bahan air pendingin boiler yang menggangu ekosistem air (diatasi dengan pendinginan air bahang dengan prinsip heat transfer). Kualitas udara akibat kegiatan penimbunan batubara, proses pembakaran batubara serta tiupan angin dari penimbunan batubara (dapat diatasi dengan melakuakan penyemprotan pada saat penumpahan batubara, pembuatan green barier, penerapan teknologi pengolahan udara dengan menggunakan electrostatic precipitator). Kebisingan turbin pada saat beroperasi (dapat diatasi dengan menempatkan turbin di ruangan tertutup serta penanaman pohon disekitar lokasi turbin). Adanya kebijakan mengenai carbon tax yang harus diterima oleh pembangkit yang menggunakan bahan bakar fosil. Kebijakan ini mengharuskan pembangkit untuk membayar sejumlah biaya ke Bank Dunia karena telah melepaskan sejumlah karbon (CO 2 ) ke atmosfer bumi. Hasil dari carbox tax ini kemudian diberikan Bank Dunia untuk peningkatan pemakaian energi terbarukan Tahap Pasca Konstruksi Pada tahap ini dampak yang ditimbulkannya antara lain adanya pemutusan hubungan kerja dan tanah bekas pembangkit menjadi tanah yang tandus atau gersang sehingga perlu untuk segera dilakukan pengelolaan tanah tersebut.
PENUTUP (1) KESIMPULAN Pemakaian batubara total untuk PLTU selama 25 tahun masa operasi berkisar di atas 80% dari total batubara yang terdapatdi Kalimantan Tengah. Rata-rata proyeksi pertumbuhan berdasarkan metode DKL 3.01 lebih tinggi daripada metode regresi linear berganda karena metode DKL 3.01 menggunakan persamaan berbeda untuk setiap kelompok konsumen. Setelah selesai dibangun tahun 2012, PLTU Pulang Pisau 2x60 MW mampu mengatasi krisis listrik sampai tahun 2035. Dari segi investasi pembangunan pembangkit ini akan sangat menguntungkan, pada harga jual energi US$ 0,06/kWh dan US$ 0,07/kWh dengan suku bunga 6%, 9%. Khusus untuk suku bunga 12%, penjualan akan menghasilkan laba jika energi listrik yang dihasilkan dijual dengan harga US$ 0,07/kWh atau di atasnya. Dampak positifnya pembangunan PLTU: pengangguran semakin berkurang, pemadaman listrik tidak akan dirasakan kembali dan biaya pokok penyediaan listrik berkurang. Dampak negatif pembangunan PLTU: gangguan kamtibnas saat proses ganti rugi terjadi, polusi udara semakin meningkatdan kebisingan di sekitar area PLTU juga semakin meningkat
PENUTUP (2) SARAN Perlu koordinasi pemerintah-penyedia listrik nasional mengenai harga energi primer agar kebijakan yang diambil tidak memberatkan salah satu pihak. Penting untuk dilakukan beberapa langkah efisiensi pembangkit agar biaya pokok dapat dikurangi sehingga harga jual listrik menjadi lebih murah. Perlu dilakukan penelitian lebih lanjut tentang pemanfaatan energi terbarukan untuk pembangkit listrik sehingga didapatkan alternatif untuk diversifikasi dan mendapatkan biaya pokok penyediaan energi listrik yang lebih murah