STUDI PEMBANGUNAN PLTP PATUHA 3X60MW DI KEC.RANCABALI KAB.BANDUNG JAWA BARAT DAN PENGARUH TERHADAP TARIF LISTRIK REGIONAL JAWA BARAT SESUAI UU KETENAGALISTRIKAN 2009 Nur Rosyalinda Hidayati (2208100511) Dosen Pembimbing : Ir. Syariffudin Mahmudsyah, M. Eng Ir. Teguh Yuwono Teknik Sistem Tenaga Teknik Elektro, Fakultas Teknologi Industri Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya 2010
LATAR BELAKANG Potensi sumber daya panas bumi Indonesia sangat besar, yaitu sekitar 27500 MWe, sekitar 30 40% potensi panas bumi dunia. Panas bumi di Jawa Barat yang memiliki potensi terbesar di Indonesia yaitu 6.101 MW. Realisasi proyek IPP yang masuk dalam proyek percepatan pembangkit tahap II yang hanya terbatas pada proyek PLTP yang tertuang pada RUPTL 2009-2018. Pembangunan PLTP Patuha ini merupakan lokasi yang tepat dari segi teknis maupun upaya pembangunan daerah. PLTP Patuha (3x60 MW) dibangun untuk memenuhi pasokan energi listrik di Jawa Barat.
DAFTAR EKONOMI PROVINSI-PROVINSI DI INDONESIA YANG DISUSUN MENURUT (PDRB) PER KAPITA ATAS DASAR HARGA BERLAKU, RE, KWH PER KAPITAL DAN IPM Peringkat Provinsi PDRB/kapita (ribu Rasio rupiah) Elektrifikasi kwh per kapita Indonesia 21.678 62,42 564,58 71,17 1 Kalimantan Timur 101.858 57,84 531,35 74,52 2 DKI Jakarta 74.065 88,88 2.077,31 77,03 3 Riau 53.264 38,79 317,42 75,09 4 Kepulauan Riau 40.746 52,32 533,44 74,18 5 Papua 26.615 27,11 212,94 64 6 Kepulauan Bangka Belitung 19.350 46,20 326,22 72,19 7 Sumatra Selatan 18.725 48,20 311,32 71,99 8 Nanggroe Aceh Darussalam 17.124 85,59 267,75 70,76 9 Papua Barat 17.084 - - - 10 Jawa Timur 16.757 62,97 548,17 70,3 11 Sumatra Utara 16.403 74,49 329,87 73,29 Jawa Barat 12 Kalimantan Tengah 15.725 42,60 251,77 73,88 berada pada peringkat ke 14 dengan PDRB per kapita sebesar Rp. 14.723,- 12 Kalimantan Tengah 15.725 42,60 251,77 73,88 13 Sumatra Barat 14.955 67,38 407,30 72,96 14 Jawa Barat 14.723 65,37 682,92 71,12 15 Jambi 14.226 44,96 262,81 72,05 16 Bali 14.199 72,14 725,57 70,98 17 Kalimantan Selatan 13.206 64,36 336,66 68,72 18 Banten 12.757 66,30 1.358,10 69,7 19 Sulawesi Utara 12.610 60,15 329,87 75,16 20 Sulawesi Tengah 11.540 45,76 157,11 70,09 21 Kalimantan Barat 11.394 49,86 251,77 68,17 22 Jawa Tengah 11.184 67,73 387,85 71,60 23 Daerah Istimewa Yogyakarta 10.985 68,44 455,08 74,88 24 Sulawesi Selatan 10.909 62,57 324,88 70,22 25 Sulawesi Tenggara 10.686 39,61 147,87 69,00 26 Lampung 10.078 47,30 257,38 70,38 27 Bengkulu 8.799 52,52 208,12 72,14 28 Nusa Tenggara Barat 8.080 29,21 142,49 64,12 29 Sulawesi Barat 7.535 35,81 98,30 68,18 30 Gorontalo 6.068 40,27 166,89 69,92 31 Nusa Tenggara Timur 4.769 22,53 74,67 66,15 32 Maluku 4.747 61,46 191,09 70,38 IPM
PERMASALAHAN Bagaimana pertumbuhan keadaan sosial ekonomi di jawa barat? Bagaimana potensi panas bumi di Jawa barat? Bagaimana analisis pembangunan PLTP Patuha 3x60 MW mengenai: a. Peramalan konsumsi energi listrik di Jawa Barat pada masa yang akan datang? b. Dampak pembangunan PLTP Patuha 3x60 MW terhadap kelistrikan Jawa Barat? c. Biaya Produksi dan investasi untuk Pembangunan PLTP Patuha 3x60 MW? Pengaruh pembangunan PLTP Patuha 3x60 MW di Gunung Patuha Jawa Barat terhadap tarif listrik regional Jawa Barat. Bagaimana pertumbuhan keadaan sosial ekonomi masyakat sehubung dengan adanya rencana pembangunan pembangkitlistrik energi terbarukan di jawa barat?
JAWA BARAT Sumber : Pemda Jawa Barat Luas wilayah 34.816,96 Km 2, dari sebelumnya 44.354,61 Km 2 Bagian dari busur kepulauan gunung api (aktif dan tidak aktif) Beriklim tropis Jumlah penduduk terbesar di Indonesia sebesar 42.194.869 jiwa pada tahun 2008 dan pertumbuhan penduduk Pertumbuhan penduduk rata-rata 1,67 % setiap tahunnya Terdiri dari 16 Kabupaten dan 9 Kota DENGAN LAHIRNYA UU NO. 23 TAHUN 2000 TENTANG PROPINSI BANTEN MAKA TERJADINYA PERUBAHAN MENGENAI JUMLAH LUAS WILAYAH, PENDUDUK, PDRDB, DAN ADMINISTRATIF PEMERINTAHAN
Kabupaten Bandung, Rancabali Beriklim Tropis Bagian dari busur kepulauan gunung api (aktif dan tidak aktif) Terdiri atas 31 kecamatan, 266 desa dan 9 kelurahan. Luas Wilayah 2.284,61 Km2 RANCABALI
Tahun 2008 mengalami pertumbuhan 14,1 % dari tahun 2007 Sembilan sektor perekonomian: 1. Pertanian 2. Pertambangan dan Penggalian 3. Industri Pengolahan 4. Listrik, Gas, dan Air Bersih 5. Bangunan/ Konstruksi PEREKONOMIAN 6. Perdagangan Hotel, dan Restoran 7. Pengangkutan dan Komunikasi 8. Keuangan, Persewaan, dan Jasa Perusahaan 9. Jasa-jasa Laju tingkat perekonomian dari tahun ke tahun di setiap sektornya selalu mengalami kenaikan
KONDISI EKSITING JAWA BARAT Jawa Barat Indonesia Ratio Elektrifikasi 65,37% 62,42% Harga Listrik Total (Rp/Kwh) 619,51 653 PDRB Per Kapita 14.723 21.678 Pertumbuhan Energi Listrik 5,2 % per tahun 6,4 % per tahun Kondisi Sistem Jawa Barat pada tanggal 30 April 2010 Sistem Mengalami Siaga cadangan Operasi, dimana beban puncak sebesar 3693 MW, daya mampu sebesar 3439 MW. Sumber: PLN-Jawa-Bali
RENCANA PENGEMBANGAN PLTP DI INDONESIA Provinsi Jawa Barat memiliki potensi panas bumi terbesar sekitar 6.101 MWe dari total Indonesia (27.601MWe). Ulubelu (Lampung) Patuha (West Java) Wayang Windu (West JavI Kamojang (West Java) 2x55 MW 3x60 MW 120 MW 60 MW Power Plant Steam Field Development Power Plant ExpansionPower Plant Expansion Development Terbesar di Indonesia Terletak di 44 Lokasi dan 11 Kabupaten Salah satunya di Gunung Patuha Kab.Bandun g Sumber: Pemda Jawa Barat
POTENSI GUNUNG PATUHA Sumber: Pemda Jawa Barat URAIAN Lokasi Proyeksi Pasokan Listrik Manifestasi Permukaan Potensi Prediksi Potensi Listrik Sistem Panas Bumi GUNUNG PATUHA Antara Kab.Bandung dan Kota Cianjur Jawa Barat Dikoneksikan dengan jaringan Jawa Bali kawah, solfatar, fumarole Tanah beruap panas, sinter silika, alteriasi hidrotermal, suhu >240C (up to 270 C) 482 MW (hipotetik 247 MW, terduga 170 MW,sumber daya hipotetik 65 MW) 180 MW Aktivitas vulkanik aktif pada endapan vulkanik quarter
TEKNOLOGI PLTP PATUHA Sumber panas bumi di gunung patuha merupakan sumber uap panas, maka digunakan teknologi binary cycle sebagai pembangkit energi listrik. Sumber: Pertamina Panas Bumi merupakan sumber daya energi yang selalu terbaharukan. Ketersediaan panas bumi di pengaruhi oleh ketersediaan air. Oleh karena itu uap panas yang telah didinginkan di injeksikan kembali kedalam bumi.
BINARYCYCLE POWERPLANTS (BCPP) Pada BCPP air panas atau uap panas yang berasal dari sumur produksi (production well) tidak menyentuh turbin. Air panas bumi digunakan untuk memanaskan apa yang disebut dengan working fluid pada heat exchanger. Working fluid kemudian menjadi panas dan menghasilkan uap berupa flash. Uap yang dihasilkan di heat exchanger tadi lalu dialirkan untuk memutar turbin dan selanjutnya menggerakkan generator untuk menghasilkan sumber daya listrik. Uap panas yang dihasilkan di heat exchanger inilah yang disebut sebagai secondary (binary) fluid. Binary Cycle Power Plants ini merupakan sistem tertutup (closed loop). Jadi tidak ada yang dilepas ke atmosfer. Contoh penerapan teknologi tipe BCPP ini ada di Mammoth Pacific Binary Geothermal Power Plants di Casa Diablo geothermal field, USA. Diperkirakan pembangkit listrik panas bumi BCPP akan semakin banyak digunakan dimasa yang akan datang.
PROYEKSI KONSUMSI ENERGI LISTRIK PER KELOMPOK PELANGGAN (GWH) DI JAWA BARAT TAHUN 2010-2035 PERAMALAN BEBAN DENGAN DKL 3.01 Tahun RT Komersil Industri Publik Total T Er t EK t EI t EP t ET t 2009 9.978 2.658,52 15.439,93 856,47 28.932,92 2010 10.080 2.868,54 16.142,44 879,59 29.970,57 2011 10.183 3.095,16 16.876,92 903,34 31.058,42 2012 10.286 3.339,68 17.644,82 927,73 32.198,23 2013 10.391 3.603,51 18.447,66 952,73 33.394,90 2014 10.497 3.888,19 19.287,03 978,5 34.650,72 2015 10.604 4.195,35 20.164,59 1.004,92 35.968,86 2016 10.713 4.526,79 21.082,08 1.032,06 37.353,93 2017 10.822 4.884,40 22.041,32 1.059,92 38.807,64 2018 10.932 5.270,27 23.044,20 1.088,54 40.335,01 2019 11.044 5.686,62 24.092,71 1.117,16 41.940,49 2020 11.156 6.135,87 25.188,93 1.146,53 43.627,33 2021 11.270 6.620,60 25.698,15 1167,2276 44.755,98 2022 11.385 7.143,63 26.581,81 1193,6281 46.304,06 2023 11.501 7.707,97 27.465,46 1220,0286 47.894,47 2024 11.619 8.316,90 28.349,12 1246,4291 49.531,45 2025 11.737 8.973,94 29.232,78 1272,8297 51.216,54 2026 11.857 9.682,88 30.116,43 1299,2302 52.955,54 2027 11.978 10.447,83 31.000,09 1.325,63 54.751,55 2028 12.100 11.273,20 31.883,75 1.352,03 56.608,98 2029 12.223 12.163,79 32.767,40 1.378,43 58.532,62 2030 12.348 13.124,73 33.651,06 1.404,83 60.528,62 2031 12.474 14.161,58 34.534,72 1.431,23 62.601,53 2032 12.601 15.280,34 35.418,37 1.457,63 64.757,35 2033 12.730 16.487,49 36.302,03 1484,0339 67.003,55 2034 12.860 17.790,00 37.185,68 1510,4344 69.346,12 2035 12.991 19.195,41 38.069,34 1536,8349 71.792,59
PERKIRAAN BEBAN PUNCAK JAWA BARAT JAMALI JABAR Energi Produksi Konsumsi Beban Puncak Tahun (GWh) (GWh) (MW) 2009 34.722,88 28.932,92 5.049,49 2010 35.966,64 29.970,57 5.080,17 2011 37.270,63 31.058,42 5.111,03 2012 38.638,24 32.198,23 5.142,08 2013 40.072,90 33.394,90 5.173,32 2014 41.578,62 34.650,72 5.204,73 2015 43.148,31 35.968,86 5.236,35 2016 44.818,95 37.353,93 5.268,16 2017 46.562,41 38.807,64 5.300,17 2018 48.394,34 40.335,01 5.332,37 2019 50.006,11 41.940,49 5.364,77 2020 52.021,29 43.627,33 5.397,36 2021 52.992,51 44.755,98 5.427,21 2022 54.565,70 46.304,06 5.458,83 2023 56.138,89 47.894,47 5.490,46 2024 57.712,08 49.531,45 5.522,08 2025 59.285,27 51.216,54 5.553,70 2026 60.858,46 52.955,54 5.585,32 2027 62.431,65 54.751,55 5.616,94 2028 64.004,84 56.608,98 5.648,57 2029 65.578,03 58.532,62 5.680,19 2030 67.151,22 60.528,62 5.711,81 2031 68.724,42 62.601,53 5.743,43 2032 70.297,61 64.757,35 5.775,05 2033 71.870,80 67.003,55 5.806,68 2034 73.443,99 69.346,12 5.838,30 2035 75.017,18 71.792,59 5.869,92 Konsumsi Kapasitas Energi Produksi Terpasang Beban Puncak Tahun (GWh) (GWh) (MW) (MW) 2009 124.694 107.810 21.936 18.854 2010 137.313 118.952 21.503 20.900 2011 151.186 131.168 21.327 23.012 2012 166.500 144.598 21.327 25.343 2013 183.340 159.357 21.327 27.906 2014 201.020 174.874 21.327 30.597 2015 220.325 191.830 21.327 33.535 2016 241.174 210.156 21.327 36.708 2017 262.465 229.755 21.327 39.949 2018 286.644 250.920 21.327 43.629 2019 328.840 274.034 21.327 47.647 2020 359.133 299.278 21.327 52.036 2021 356.509 303.227 21.327 52.716 2022 377.220 320.483 21.327 55.697 2023 397.932 337.739 21.327 58.677 2024 418.643 354.995 21.327 61.658 2025 439.354 372.252 21.327 64.638 2026 460.065 389.508 21.327 67.619 2027 480.776 406.764 21.327 70.599 2028 501.488 424.020 21.327 73.580 2029 522.199 441.277 21.327 76.560 2030 542.910 458.533 21.327 79.540 2031 563.621 475.789 21.327 82.521 2032 584.333 493.045 21.327 85.501 2033 605.044 510.302 21.327 88.482 2034 625.755 527.558 21.327 91.462 2035 646.466 544.814 21.327 94.443 Sumber: PLN RUPTL
*)Difisit energi dipasok dari sistem interkoneksi Jamali Kapasitas Terpasang Daya Mampu Beban Puncak Selisih a (MW) (MW) (MW) (MW) Keterangan -1-2 -3-4 -5-6 2009 4.337,05 3.469,64 5.049,49-1.579,85*) - 2010 4.337,05 3.469,64 5.080,17-1.610,53*) - 2011 4.337,05 3.469,64 5.111,03-1.641,39*) - 2012 4.517,05 3.649,64 5.142,08-1.492,44*) PLTP Patuha 3x60 MW 2013 4.517,05 3.649,64 5.173,32-1.523,68*) - 2014 4.517,05 3.649,64 5.204,73-1.555,09*) - 2015 4.517,05 3.649,64 5.236,35-1.586,71*) - 2016 4.517,05 3.649,64 5.268,16-1.618,52*) - 2017 4.517,05 3.649,64 5.300,17-1.650,53*) - 2018 4.517,05 3.649,64 5.332,37-1.682,73*) - 2019 4.517,05 3.649,64 5.364,77-1.715,13*) - 2020 4.517,05 3.649,64 5.397,36-1.747,72*) - 2021 4.517,05 3.649,64 5.427,21-1.777,57*) 2022 4.517,05 3.649,64 5.458,83-1.809,19*) 2023 4.517,05 3.649,64 5.490,46-1.840,82*) 2024 4.517,05 3.649,64 5.522,08-1.872,44*) 2025 4.517,05 3.649,64 5.553,70-1.904,06*) 2026 4.517,05 3.649,64 5.585,32-1.935,68*) 2027 4.517,05 3.649,64 5.616,94-1.967,30*) 2028 4.517,05 3.649,64 5.648,57-1.998,93*) 2029 4.517,05 3.649,64 5.680,19-2.030,55*) 2030 4.517,05 3.649,64 5.711,81-2.062,17*) 2031 4.517,05 3.649,64 5.743,43-2.093,79*) 2032 4.517,05 3.649,64 5.775,05-2.125,41*) 2033 4.517,05 3.649,64 5.806,68-2.157,04*) 2034 4.517,05 3.649,64 5.838,30-2.188,66*) 2035 4.517,05 3.649,64 5.869,92-2.220,28*)
ANALISA EKONOMI BIAYAPEMBANGKITAN BIAYA MODAL/ CAPITAL COST BIAYA TETAP (O & M) BIAYA BAHAN BAKAR (FUEL COST) Kemampuan Daya Beli Masyarakat
Biaya pembangkitan total dapat dinyatakan sebagai berikut : BP Capital Cost (CC) = = CC + FC + O&M Cost (fs + fd) Ps m To fs fd = = 25 0.06) 0.06(1 + 25 (1 + 0.06) 0.04 25 (1 + 0.04) 1 = 1 = 0.024 0.078 Biaya Modal ( Ps) Biaya Total Investasi = Kapasitas Pembangkit 270000000 = 180000 = 1.500 US$/kWh
Biaya modal / capital cost apabila suku bunga 6%: Capital Cost (CC) (fs + fd) Ps = m To (0,078 + 0,024) 1.500 = 0,42 8760 = 0,0616 US$/kWh = 6,16 cent US$/kWh Contoh perhitungan untuk suku bunga 6% BP = 4,62 + 2,25 + 0,70 Suku bunga 12% 9% 6% Biaya Pembangkitan (cent US$/KWh) 6,16 5,13 4,16 Dalam rupiah 616 513 416
BIAYA PEMBANGKIT Perhitungan Suku Bunga 6% 9 % 12 % Biaya Pembangunan (US$ / kw) 1.500 1.500 1.500 Umur Operasi (Tahun) 25 25 25 Kapasitas (kw) 180.000 180.000 180.000 Biaya Bahan Bakar (US$ / kwh) 0,0225 0,0225 0,0225 B. O & M (US$ / kwh) 0,007 0,007 0,007 Biaya Modal (US$ / kwh) 0,0416 0,0513 0,0616 Total Cost (US$ / kwh) 0,0711 0,0808 0,0911 Investasi (jutaus$) 270 270 270
Dari pengeluaran riil rumah tangga tahun 2008 maka di dapatkan ratarata pemakaian energi listrik tiap bulannya. Pengeluaran Riil per Kapita (Rp) Pengeluaran Biaya Listrik (Rp) Pengeluaran Biaya Listrik per Keluarga(Rp) Harga ( dgn diasumsikan 10 %) Daya (P 1 ) = 1300 x 0.8 Daya (P 2 ) = 900 x 0.8 = 1040 = 720 Harga ( dgn diasumsikan 6 %) 1.189.759 1.189.759 118.976 71.386 475.904 285.542 Dengan Tarif Dasar Listrik pada sektor rumah tangga untuk daya beli 1 = 1300 VA sebesar Rp 479,8,-, untuk daya beli 2 = 900 VA sebesar Rp 473,1,-Maka: Daya beli 1 = (571.3x Rp 479,8/KWh) + 30.100 Daya beli 2 = (395,54 x Rp 473,1/KWh) + 2 = Rp304.209,7,- = Rp 207.129,9,- Perbandingan antara daya beli Listrik dengan pendapan perkapita yang digunakan untuk keperluan listrik = 475.904 Dayabeli 479,8 750,6 1 = = 304.209,7 KWh 285.542 Daya beli2 = 473,1 = 207.129,9 652,2 KWh
BPP Tenaga Listrik Sebelum Pembangunan PLTP Patuha 3x 60 MW dan Masih Mendapatkan Subsidi Berdasarkan UU No. 5 Tahun 1985 adalah sebesar Rp. 612,58,- BPP Tenaga Listrik Setelah Pembangunan PLTP Patuha 3x 60 MW dan dianggap terisolasi dan tanpa subsidi dari pemerintah Berdasarkan UU No. 30 Th. 2009 dengan harga jual yang baru adalah sebesar Rp. 1.125,36,-
ANALISA LINGKUNGAN Prakiraan dampak penting dalam pembangunan PLTP Patuha ini, Upaya pemantauan lingkungan untuk kegiatan Pembangunan PLTP ini prakiraan dampak yang terjadi akan ditinjau dalam 4 (empat) tahapan: 1. Tahap Pra Konstruksi Dampak keresahan sosial dan juga persepsi positif dan negatif pada masyarakat setempat akibat dari pembangunan PLTP Patuha 2. Tahap Konstruksi Dampak pembangunan bangunan dan pengolahan limbah oli serta dampak dari pembuatan sumur 3. Tahap Operasional Dampak kebisingan dari operasional peralatan pembangkit, Kualitas udara dan kualitas serta kuantitas air tanah 4. Tahap Pasca Operasi Dampak bekas lokasi sumur
EKSPLORASI PENGEMBANGAN KOMERSIAL 2 tahun 2-3 tahun 25-30 tahun
Apabila dibandingkan dengan pembangkit listrik dengan tenaga fossil, maka PLTP mempunyai produksi CO 2 yang lebih kecil daripada pembangkit yang lainnya. 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 CO 2 dibandingkan dengan base line yang telah ditetapkan. Dari gambar grafik untuk pembangkit dengan bahan bakar panas bumi memiliki emisi yang paling rendah yaitu 100kg/KWh. Jika Pembangunan PLTP Patuha 3x60 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: 728 100 CDM = 4,5cent 728 = 3,88cent Jadi PLTP akan mendapat 3,88 cent/kwh atau Rp.388/kWh.
KELEBIHAN DAN KEKURANGAN Kelebihan Energi Panas Bumi 1. Biaya operasi Pembangkit Listrik Tenaga Panasbumi (PLTP) lebih rendah dibandingkan dengan biaya operasi pembangkit listrik yang lain. 2. Ramah lingkungan, energi yang clean, renewable for the benefit of mankind and the environment (Anwari, 1997). 3. Mampu berproduksi secara terus menerus selama 24 jam, sehingga tidak membutuhkan tempat penyimpanan energi (energy storage), 4. Tingkat ketersediaan (availability) yang sangat tinggi yaitu diatas 95%. Kelemahan Tidak bisa diekspor (unexportable resources).
1. Pada tahun 2008 Pertumbuhan energi listrik Jawa Barat sebesar 5,2% per tahun,sedangkan di Indonesia Pertumbuhan energi listrik sebesar 6,4% dan Ratio Elektrifikasi Jawa Barat sebesar 65,37%, di Indonesia sebesar 62,42%. PDRB per kapita Jawa Barat sebesar 14.723 (ribu rupiah) dan PDRB per kapita untuk indonesia 21.678 (ribu rupiah). 2. Potensi energi di Jawa Barat terdiri dari air, panas bumi, dan gas. Potensi panas bumi di Jawa Barat adalah 835 Mwe dan yg blum terproduksi 695 Mwe sehingga memungkinkan untuk dibangun PLTP patuha 180 MW. 3. a. Dari hasil peramalan dengan metode regresi linier berganda diperoleh laju pertumbuhan rata-rata konsumsi energi listrik dalam kurun waktu 25 tahun adalah 5,3 % per tahunnya. Sedangkan DKL 3.01 laju pertumbuhannya rata-rat sebesar 3.6 % per tahun.
b. Pembangunan pembangkit ini menimbulkan dampak negatif dan positif. Dampak negatif : Adanya zat pengotor pada uap panas bumi, belerang yang tersisa, kebisingan dan getaran. Dampak positif : meningkatkan pendapatan pemerintah dan timbulnya peluang kerja. c. Dengan biaya investasi 270 juta dolar wilayah Jawa Barat belum mampu untuk melakukan pembangunan pembangkit. Untuk itu perlu adanya subsidi dari pemerintah. Dari hasil perhitungan yang dilakukan subsidi yang diberikan adalah 85%. Subsidi di berikan sedemikian besar karena biaya pembangkitan yang masih terlalu tinggi dari daya beli masyarakat Jawa Barat. 4. Harga BPP bisa diturunkan jika PLTG dan PLTGU di Jawa Barat di ganti dengan pembangkit baru yaitu PLTP, atau dengan interkoneksi dengan propinsi lain yang harga pembangkitannya rendah yaitu Interkoneksi Jamali, sehingga di dapatkan BPP baru yang terjangkau oleh daya beli masyarakat. Sedangkan waktu yang dibutuhkan untuk mengembalikan modal investasi setelah subsidi 85 % dari pemerintah tergantung dari patokan bunga bank yang di pakai untuk bunga 12% kembali pada tahun ke- 34, bunga 9% pada tahun ke-2 dan bunga 6% pada tahun ke-2.
5. Pengaruh pembangunan PLTP Patuha 180 MW terhadap perkembangan IPM adalah dengan dibangunnya PLTP diharapkan mampu mendongkrak perekonomian wilayah Kab Bandung dan Jawa Barat sehingga setelah dibangunnya PLTP IPM Propinsi Jawa Barat akan semakin meningkat dengan seiringnya reduksi sortfall. Jika reduksi sortfall tinggi maka untuk pencapaian IPM tinggi akan lebih cepat.