PEMBANGUNAN PLTU SKALA KECIL TERSEBAR 14 MW DI MELAK KALIMANTAN TIMUR SEBAGAI PROGRAM PT.PLN UNTUK MENGATASI KRISIS KELISTRIKAN DI INDONESIA TIMUR Oleh : Bayu Hermawan (2206 100 717) Dosen Pembimbing : Ir Syariffudin Mahmudsyah M Eng Ir. Syariffudin Mahmudsyah, M. Eng Ir. Teguh Yuwono
ALASAN DI BANGUNNYA PLTU MELAK 14 MW Dari neraca daya terlihat masih mengalami defisit daya, sehingga pada waktu tertentu saat beban puncak terjadi pemadaman bergilir. Berkenaan dengan kondisi tersebut, t maka PLN setempat t dalam beberapa tahun terakhir tidak dapat melayani penyambungan pelanggan baru sampai ada tambahan pembangkit baru, dan saat ini terjadi daftar tunggu yang cukup besar. Daya Daya Beban Sistem Jenis Terpasang Mampu Puncak Keterangan (MW) (MW) (MW) PLTU Sistem PLTD Kaltim PLTGU 321 230 244 Defisit
PERMASALAHAN Bagaimana kondisi i eksisting kiti dan kbth kebutuhan listrik ik di Kli Kalimantan Timur, serta kapasitas daya yang dibapasang dari pembangkit untuk mensuplai kebutuhan energy lisrik ditahun-tahun mendatang Bagaiman Pemanfaatan potensi alam Kaliamantan Timur dalam hal ini batubara sebagai bahan bakar PLTU Aspek-aspek p yang diperhatikan dalam pembangunan PLTU Melak Komponen yang digunakan dalam pembangunan pembangkit PLTU Melak dampak pembangunan PLTU Melak terhadap BPP Kalimantan timur? BATASAN MASALAH Kebutuhan energi listrik di Kalimantan Timur dibatasi hanya dalam kurun waktu antara 2009 sampai 2034. Aspek-aspek yang dipertimbangkan dalam pembangunan PLTU ini dibatasi hanya dalam aspek teknis, sosial, ekonomi, dan lingkungan. Pembahasan prinsip kerja pembangkitan PLTU hanya dibahas secara umum.
TUJUAN Tujuan dari penulisan ini adalah untuk mengetahui konsumsi energi listrik selama 25 tahun mendatang di KalimantanTimur. a TEORI PENUNJANG Analisa Kb Kebutuhan Batubara Peramalan Kebutuhan Energi Analisa Peramalan Beban Puncak Analisa Biaya Pokok Penyediaan Analisa Ekonomi
LOKASI PLTU MELAK 14 MW RENCANA LOKASI PLTU
POTENSI ENERGI KALIMANTAN TIMUR Wilayah Batubara Gas Minyak Panas (Juta Alam Bumi Bumi Ton) (TSCF) (MMSTB) (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
CARA KERJA PLTU
Analisa Kebutuhan Batubara Kapaitas Konsumsi/jam (ton/jam) Konsumsi/hari (ton/hari) Konsumsi/tahun (ton/tahun) 1 MW 0,61 14,71 5.370 14 MW 8,6 206 75.190 No Perhitungan PLTU Batu bara 1 Energi listrik per tahun (KWh/tahun) 100.245.600 2 Kebutuhan bahan bakar per tahun (kg) 75.190.000 3 Kebutuhan energi kalor (Kcal/tahun) 315.789.000.000 4 Kebutuhan batubara untuk produksi 1 kwh (kg/kwh) 0,75 5 Kbth Kebutuhan bh bahan bk bakar selama 25 th tahun (kg) 6 Prosentase pemakaian bahan bakar dari cadangan bahan bakar yang tersedia (%) 1.879.750.000 0,080080
Peramalan Kebutuhan Energi Analisa peramalan dapat dilakuan dengan 2 cara, yaitu : 1. DKL 3.01 2. Regresi ilinear
1. HASIL DKL 3.01 Tahun (t) R.Tangga (GWh) Pelanggan Komersil (GWh) Publik (GWh) Industri (GWh) Total (GWh) 2010 4615,265 272,1 161,976 113,5204 5.162,86 rumus : ETt = ERTt + EKt + EIt + Ept 2011 5022,496 334,9093 150,0648 134,5255 5.642,00 2012 5429,76 341,4603 148,3572 131,5521 6.051,13 2013 5836,992 348,0012 146,6394 128,5786 6.460,21 2014 6244,223 354,5522 144,9319 125,6051 6.869,31 2015 6651,454 361,10311031 143,214 122,6316 7.278,40 2016 7058,718 367,6541 141,5065 119,6581 7.687,54 2017 7465,95 374,2051 139,7886 116,6846 8.096,63 2018 7873,181 380,756 138,0811 113,7111 8.505,73 2019 8280,412 387,307307 136,36323632 110,7376 8.914,82 2020 8687,676 405,1056 132,6136 112,5599 9.337,96 2021 9094,908 414,7239 130,3447 110,8943 9.750,87 2022 9502,139 424,3423 128,0759 109,2287 10.163,79 16.000,00 14.000,00 12.000,00 10.000,00 8.000,00 6.000,00 2023 9909,37 433,9606 125,807 107,5632 10.576,70 70 4.000,00 2024 10316,63 443,5789 123,5382 105,8976 10.989,64 2025 10723,87 453,1972 121,2693 104,232 11.402,57 2026 11131,1 462,8156 119,0005 102,5665 11.815,48 2027 11538,3333 472,4339 116,7316 100,9009 12.228,40228 2.000,00 0,00 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 2028 11945,56 482,0522 114,4628 99,23532 12.641,31 2029 12352,82 491,6705 112,1939 97,56975 13.054,25 2030 12760,05 501,2889 109,9251 95,90419 13.467,17 2031 13167,29 510,9072 107,6562 94,23862 13.880,09 Rata rata pertumbuhan selama 25 tahun sebesar 7,8%. 2032 13574,52 520,5255 105,3873 92,57305 14.293,01 2033 13981,78 530,1438 103,1185 90,90749 14.705,95 2034 14389,01 539,7622 100,8496 89,24192 15.118,86
2. Hasil Metode Regresi Linier Pelanggan Tahun Rumah Jumlah Bisnis Industri Publik Tangga 2010 1.390,14 334,86 145,01 134,051 1.783,83 2011 1.512,80 341,41 143,3636 131,088 1.886,69 69 2012 1.635,47 347,95 141,70 128,125 1.989,54 2013 1.758,13 354,50 140,05 125,162 2.092,40 2014 1.880,79 361,05 138,39 122,199 2.195,26 2015 2.003,45 367,6060 136,74 119,236 2.298,11298 2016 2.126,12 374,15 135,08 116,273 2.400,97 2017 2.248,78 380,70 133,43 113,31 2.503,82 2018 2.371,44 387,25 131,77 110,347 2.606,68 2019 2.494,10 393,80 130,1212 107,384 2.709,54 14000 2020 2.616,77 400,34 128,46 104,421 2.812,39 12000 2021 2.739,43 406,89 126,80 101,458 2.915,25 2022 2.862,09 413,44 125,15 98,495 3.018,11 10000 2023 2.984,75 419,9999 123,49 95,532532 3.120,96 8000 2024 3.107,42 426,54 121,84 92,569 3.223,82 2025 3.230,08 433,09 120,18 89,606 3.326,67 6000 2026 3.352,74 439,64 118,53 86,643 3.429,53 4000 2027 3.475,40 446,18 116,87 83,68 3.532,39 2000 2028 3.598,06 452,73 115,22 80,717 3.635,24 2029 3.720,73 459,28 113,56 77,754 3.738,10 0 2030 3.843,39 465,83 111,91 74,791 3.840,96 2031 3.966,05 472,38 110,26 71,828 3.943,81 2032 4.088,71 478,93 108,60 68,865 4.046,67 2033 4.211,38 485,48 106,95 65,902 4.149,52 2034 4.334,04 492,03 105,29 62,939 4.252,38 Rata rata pertumbuhan selama 25 tahun sebesar 2,3 %. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10111213141516171819202122232425
PERBANDINGAN METODE DKL 3.01 vs REGRESI LINIER Konsumsi Energi Tahun (t) (GWh) DKL 3.01 Regresi 2010 5.162,86 1.783,83 2011 5.642,00 1.886,69 2012 6.051,13 1.989,54 2013 6.460,21 2.092,40 2014 6.869,31 2.195,26 2015 7.278,40 2.298,11 2016 7.687,54 2.400,97 2017 8.096,63 2.503,82 2018 8.505,73 2.606,68 2019 8.914,82 2.709,54 2020 9.337,96 2.812,39 2021 9.750,87 2.915,25 2022 10.163,79 3.018,11 2023 10.576,70 70 3.120,96 2024 10.989,64 3.223,82 2025 11.402,57 3.326,67 2026 11.815,48 3.429,53 2027 12.228,40 3.532,39 2028 12.641,31 3.635,24 2029 13.054,25 3.738,10 2030 13.467,17 3.840,96 2031 13.880,09 3.943,81 2032 14.293,01 4.046,67 67 2033 14.705,95 4.149,52 2034 15.118,86 4.252,38 16.000,00 14.000,00 12.000,00 10.000,00 8.000,00 6.000,00 4.000,00 2.000,00 0,00 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25
Tahun (t) Neraca Daya Listrik Di Sistem Kalimantan Timur Tahun 2010 Sampai Tahun 2034 Sesudah Adanya Tambahan Dari PLTU Melak 14 MW. Beban Puncak (MW) Daya Mampu (MW) Cadangan Sistem (MW) 2010 329,551 230-99,551 2011 347,258 230-117,258 2012 364,964 507 142,036 PLTU Melak dan PLTU lain Beroperasi 277 MW 2013 382,671 907 524,329 PLTU Muara Jawa dan Kaltim 2 Beroperasi 400 MW 2014 400,378 907 506,622 2015 418,085 907 488,915 2016 435,792 907 471,208 PLTU Kaltim Infrastruktur Beroperasi 200 MW 2017 453,499 1107 653,501 PLTU kaltim dan Kota BangunBeroperasi 202 MW 2018 471,206 1309 837,794 2019 488,912 1309 820,088 2020 506,619 1309 802,381 1400 2021 524,326 1309 784,674 2022 542,032 1309 766,968 1200 2023 559,739 1309 749,261 1000 2024 577,446 1309 731,554 2025 595,153 1309 713,847 800 2026 612,86 1309 696,14 600 2027 630,567 1309 678,433 2028 648,274 1309 660,726 400 2029 665,98 1309 643,02 200 2030 683,687687 1309 625,313 0 2031 701,394 1309 607,606 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 2032 719,101 1309 589,899 2033 736,808 1309 572,192 2034 754 515 1309 554 485
Analisa Biaya Pokok Penyediaan BPP sebelum pembangunan PLTU Melak 14 MW. Pembangkit Di Kalimantan Timur PLTGU PLTU PLTD Total Kapasitas (GW) 807,69 100,24 2.394,65 3.302,58 BPP (Rp/kW) 473,09 10,081 1540,76 2.023,93 Pembangkit Di Kalimantan Timur BPP setelah pembangunan PLTU Melak 14 MW. PLTGU PLTU PLTD Total Kapasitas (GW) 807,69 200,49 2.394,65 3402,83 BPP (Rp/kW) 473,09 8,56 1540,76 1.933,41
Aspek-Aspek Pembangunan PLTU Aspek Ekonomi Aspek Sosial Aspek Lingkungan
Biaya Modal ANALISA EKONOMI CapitalCost Cost = Biayapembanguna n x kapasitaspembangkit x CRF Jumlah Pembangkit an NetoTenagaListrik maka didapat capital cost (CC) sebagai berikut : untuk i = 12% untuk i =9% untuk i =6%
Biaya Bahan Bakar FC = FC = ANALISA EKONOMI (2) 860. Ui dimana : η 860. Ui / kwh η / kwh - 6 = 860 x (8,333x 10 ) 0,335 = 0,02130213 US$/kWh = 2,13 cent/kwh / kwh 1kWh = 860 kcal Ui = harga bahan bakar (US$/satuan energi) η = effisiensi pembangkit (33,5%) 1 US$ = Rp. 8.675,-
ANALISA EKONOMI (3) Biaya Operasi Dan Perawatan G s = O & M Cost CFxToxCap dimana : G s = biaya O&M (US$/kWh) CF = faktor manfaat (85%) To = jam pertahun (8424 jam) 1US$=Rp. 8.675,- Sehingga : = 110.000 US $ /tahun 0,85 x 8424 x 7.000 kw = 0,0231 cent/kwh x 2 0,0231 cent/kwh x 2 = 0,4262 cent/kwh.
Sehingga Biaya Pembangkitan Energi Listrik : Perhitungan Suku Bunga 6 % 9 % 12 % Biaya Pembangkitan (US$ / kw) 1250 1250 1250 Umur Operasi (Tahun) 25 25 25 Kapasitas (MW) 14 14 14 Biaya Bahan Bakar (US$ / kwh) 0,0213 0,0213 0,0213 B. O & M (US$ / kwh) 0,0042 0,0042 0,0042 Biaya Modal (US$ / kwh) 0,013616 0,017457 0,022170 Total Cost (US$ / kwh) 0,059178 0,043019 0,047732 Investasi (jutaus$) 17,5 17,5 17,5
Analisis Kelayakan Investasi dengan Net Present Value (NPV) Suku bunga 10 cent US$/kWh Harga jual energi 11 cent US$/kWh Suku bunga 6% 17.475.281 29.685.595 Suku bunga 9% 23.789.225 33.172.479 Suku bunga 12% 10.166.953 17.658.367
Analisis Aspek Sosial Kalimantan Timur Indeks Pembangunan Manusia menunjukkan seberapa besar kemajuan suatu daerah dalam membangun penduduknya Kalimantan Timur mempunyai nilai IPM rendah, tetapi mempunyai reduksi shortfall yang tinggi
Analisa Aspek Lingkungan Penjualan karbon melalui mekanisme CDM (Clean Development Mechanism) bertujuan untuk mengurangi efek rumah kaca yang menyebabkan pemanasan global di seluruh dunia Penjualan karbon dapat merangsang pengembangan enegi terbarukan CDM = = = = 728 960 728 0, 16 cent 0, 0016 $ Rp 15, 14 US 0, 5 cent CDM PLTU Melak adalah: CDM = Rp 15,14 x 14.000 = Rp 211.960/tahun Artinya, PLTU Melak ini harus membayar Rp 211.960/tahun ke Bank Dunia
KESIMPULAN 1. Dengan bertambahnya waktu dan pertumbuhan penduduk yang terus meningkat,sehingga pembangkit Kalimantan Timur tidak mampu lagi dapat memenuhi kebutuhan akan energi listrik.pada proyeksi neraca daya tahun 2010 provinsi Kalimantan Timur mengalami defisit energi sebesar -99,551 MW dan pada th tahun2 berikutnya kbthh kebutuhuhan akan energy meningkat rata-rata 2,1% pertahunnya sehingga membutuhkan lebih banyak lg supply energi dari system interkoneksi S2JB. sehingga pembangunan PLTU Melak 14 MW ditujukan untuk mengantisipasi krisis energidipropinsi Kalimantan Timur 2. Dari total cadangan batubara yang ada di Kalimantan Timur sebesar 23,4 milyar Penggunaan bahan bakar pada PLTU Melak yang beroperasi selama 25thn hanya membutuhkan 0,080% dari total cadangan batubara di Kalimantan Timur, dan Jenis batubara yang di gunakan adalah tipe lignite dengan 4200kcal. Jadi selama PLTU beroperasi diproyeksikan tidak akan kekurangan bahan bakar atau pun mendatangkan batubara dari daerah lain. Bahkan potensi batubara sebesar ini harus di manfaatkan sebaik mungkin, jika Perlu di bangun PLTU skala besar lagi untuk menunjang perekonomian rakyat. 3. Didapat dari analisa bahwa Propinsi Kalimantan timur masuk dalam kategori daerah yang mempunyai PDRB per Kapita Tinggi dan mempunyai rasio elektrifikasi Tinggi. Hal ini menandakan bahwa tingkat penggunaan listrik oleh penduduk Kalimantan Timur sangat tinggi.
KESIMPULAN 4. Dengan beroprasinya PLTU dapat meningkatkan perokonomian masyarakat Kalimantan timur dikarenakan BPP Kalimantan Timur menurun. 5. Pembangunan PLTU menggunakan teknologi batubara bersih (FGD&IGCC) yg dapat mereduksi emisi CO2,sehingga pencemaran terhadap lingkungan masih dapat ditolerir. 6. Dengan biaya investasi 17,5 juta dolar Untuk pembangunan PLTU Melak 14 MW wilayah Kalimantan Timur belum mampu untuk melakukan pembangunan pembangkit. karena biaya pembangkitan yang masih terlalu tinggi dari daya beli masyarakat Kalimantan timur yaitu sebesar Rp. 29.308 7. Biaya pokok penyediaan setelah operasional PLTU Melak 14 MW mempengaruhi tarif dasar listrik didaerah Kalimantan timur yang awalnya BPP= Rp 2.023,93/kWh setelah tlhdibangun harga BPP menjadi jdirp. 1.933,41/kWh.
SARAN Perlu adanya upaya dari pemerintah untuk mendorong realisasi program Pembangunan Pembangkit 10.000 MW tahap ke II. Upaya yang diharapkan terutama dalam membuka iklim usaha yang baik, perbaikan, dan pembukaan sarana, prasarana serta infrastruktur agar terbuka peluang investasi ketenagalistrikan baik dari PT. PLN sendiri maupun dari pihak Independent Power Producer Dalam pemanfaatan sumber daya alambatubara, perlu adanya dukungan kebijakan pemerintah untuk menjaga stabilnya pasokan batubara yang berkualitas untuk menjaga efisiensi PLTU tetap baik Perlu adanya pembangunan pembangkit-pembangkit baru di Propinsi Kalimantan Timur untuk memenuhi kebutuhan energi listrik yang dari tahun ke tahun meningkat pesat. Pembangkit yang sesuai dengan potensi sumber daya Propinsi Kalimantan Timur diantaranya adalah PLTU, PLTG, maupun PLTGU
TERIMA KASIH.