BAB II LANDASAN TEORI

BAB II
LANDASAN TEORI
2.1.
Gambaran Umum Ketenagalistrikan Indonesia
Selama tiga dasawarsa terakhir, penyediaan tenaga listrik dilakukan oleh
PT PLN Persero sebagai Pemegang Kuasa Usaha Ketenagalistrikan (PKUK).
Permintaan listrik yang tinggi dalam kurun waktu tersebut tidak mampu dipenuhi,
sehingga partisipasi dari pelaku-pelaku lain seperti koperasi, swasta dan industri
sangat diperlukan untuk membangkitkan tenaga listrik baik kepentingan sendiri
maupun kepentingan umum. Dengan terbitnya Keppres No. 37 Tahun 1992
tentang Usaha Penyediaan Tenaga Listrik oleh Swasta membuka jalan bagi usaha
ketenagalistrikan untuk kepentingan umum skala besar, baik bagi proyek yang
direncanakan baik oleh Pemerintah maupun partisipasi swasta.
Penyediaan tenaga listrik perlu diselenggarakan secara efisien melalui
kompetisi dan transparansi dalam iklim usaha yang sehat dengan pengaturan yang
memberikan perlakuan yang sama kepada semua pelaku usaha. Maka dikelurkan
UDD Nomor 20 Tahun 2002 tetang Ketenagalistrikan menurut fungsi usaha.
Karena sumber energy yang pada umumnya terdapat di lokasi yang sulit
dijangkau memerlukan teknologi tinggi dan keahlian yang memadai. Tidak
11
seperti sistem kerja manufaktur, sektor industri tenaga listrik memiliki
karakteristik yang unik, teknik infrastruktur yang kompleks dan biaya investasi
yang besar untuk mendukung sistem produksi dan distribusi yang bersifat just in
time.
Selain itu juga terdapat faktor resiko yang tinggi, seperti country risk,
exploration risk, operational risk, dan market risk. Perkembangan sektor energi
yang sangat dipengaruhi oleh kebijakan politik serta kurangnya kepastian hukum
investasi di Indonesia menyebabkan investasi di bidang ini memiliki country risk
yang cukup tinggi. Exploration risk adalah resiko yang berkaitan dengan berhasil
tidaknya menemukan sumber daya panas bumi yang sangat menuntut kejelian
analisis dan memerlukan data teknis baik hasil studi geologi maupun data teknik
yang dapat diandalkan.
Operational risk merupakan resiko yang berhubungan fungsi operasional
perusahaan yang dipengaruhi oleh kontrol dari pihak manajemen, teknologi
informasi yang digunakan, proses produksi, serta orang-orang yang terlibat di
dalamnya. Sedangkan market risk yang terdapat di Indonesia erat kaitannya
dengan kesenjangan harga jual keekonomian tenaga listrik dengan biaya
produksinya. Terlebih lagi karakteristik panasbumi yang tidak bisa diekspor hasil
produksinya, hanya memungkinkan pembangkit listrik panas bumi untuk
dipergunakan bagi keperluan dalam negeri saja.
Mengingat pengembangan potensi panas bumi memerlukan initial
investment yang cukup besar, serta memiliki tingkat resiko yang cukup tinggi,
penilaian (valuation) sebagai salah satu dasar dalam pengembangan sektor ini
mempunyai peranan yang sangat penting, sehingga diperlukan suatu analisis
12
investasi dan resiko yang bisa diterima oleh pihak investor dan pihak manajemen
bagi kepentingan pelaksanaan bisnis.
Sumber : PT. PLN Persero,2010, Jakarta
2.1.1
Peran Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi
Sejarah pemanfaatan PLTP di Indonesia diawali oleh usulan Van Dijk asal
Belanda tahun 1918 untuk membangun PLTP di Kamojang, Jabar. Kamojang
menghasilkan uap tahun 1926, kemudian dari 5 sumur uap hanya satu sumur yang
produktif, tetapi tidak lama kemudian mati. Tahun 1964 PLTP dihidupkan
kembali oleh Direktorat Vulkanologi (Bandung), PLN, dan ITB. Tahun 1971,
PLTP Lahendong Sulut, dan PLTP Lempung, Kerinci dikembangkan. Tahun
1972, pengeboran 6 sumur di Dieng, Jateng, dilakukan, tetapi tak satu pun
mengeluarkan uap. Tahun 1974, Pertamina dan PLN mengembangkan PLTP
Kamojang 30 MW. Tahun 1977, Selandia Baru menyumbang NZ$24juta dari
kebutuhan NZ$34juta, sisanya ditanggung Indonesia untuk Kamojang. Tahun
1978, tim Kanada ke Lahendong dan Lempung, Kerinci. Monoblok Kamojang
diresmikan 27 November. Tahun 1981, Monoblok Dieng diresmikan 14 Mei.
Pertamina diberi wewenang melakukan survei, eksplorasi dan eksploitasi
PLTP di Indonesia. Tahun 1982, Pertamina meneruskan penelitian di Lahendong
dan melakukan kontrak dengan UGI (Unocal Geothermal Indonesia) untuk PLTP
di Gunung Salak, Jabar. Tahun 1983, PLTP Kamojang-I 30 MW diresmikan 1
Februari. Tahun 1987, PLTP Kamojang-II dioperasikan. Pertamina, Amoseas of
Indonesia Inc., dan PLN melakukan kerma eksplorasi panas bumi di Gunung
Drajat, Jabar.
13
Tahun 1991, keluar Keppres meleluasakan Pertamina dan kontraktor
mengeksplorasi dan mengeksploitasi panas bumi, dan menjual uap / listrik kepada
PLN. Tahun 1994, PLTP Gunung Drajat-I beroperasi, PLTP Gunung Salak-I dan
II beroperasi, dan Pertamina melakukan kontrak dengan 4 perusahaan swasta.
Tahun 1995, Nota kesepahaman dilakukan Pertamina dan PLN untuk membangun
PLTP Lahendong 1x20 MW, Sulut, dan PLTP Sibayak 2 MW, Sumut.
Kapasitas terpasang PLTP Indonesia : 1.189 MW hanya 4%, yaitu di
PLTP Kamojang (200 MW) Jabar, Lahendong-1, 2, dan 3 (3x20 MW) Sulut,
Dieng (60 MW) Jateng, Gunung Salak (375 MW) jabar, Darajat (255 MW) Jabar,
Sibayak (2x5 MW) Sumut, dan Wayan Windu (227 MW) Jabar. Kapasitas yang
sudah terpasang itu menempatkan Indonesia di posisi ketiga dunia setelah
Amerika dan Pilipina. Bila digenjot hingga 4.000 MW bukan tidak mungkin
PLTP Indonesia akan menempati posisi nomor satu dunia.
Program percepatan pembangunan pembangkit listrik 10.000 MW tahap II
yang komposisi energi mix-nya mengarah ke Panas Bumi itu diharapkan akan
meningkatkan pemanfaatan panas bumi hingga 17% (4.713 MW) pada tahun
2015. PLTP Ulubelu-1 dan 2 di Lampung dengan kapasitas 2 x 55 MW akan
beroperasi th 2012. Selain itu, PLTP lain yang masuk dalam target pemanfaatan
panas bumi adalah PLTP Lahendong-4 (20 MW) (Sulawesi Utara), PLTP Sarulla
330/3x110 MW (Sumatera Utara), PLTP Ulumbu (10/4x2,5 MW) di Flores,
NTT. PLN melakukan Studi kelayakan untuk PLTP Hululais (110/2x55 MW) di
Bengkulu , PLTP Sungai Penuh (110/2x55 MW) di Jambi, PLTP Kotamobagu
(80/4x20 MW) di Sulut, PLTP Tulehu (20 MW) di Ambon, dan PLTP Sembalun
(70 MW), Lombok Timur.
14
Sayangnya, sekitar 70% lokasi PLTP yang potensial berada di kawasan
hutan lindung, sehingga terjadi konflik kepentingan dengan Kementrian
Kehutanan, yaitu apakah membangun PLTP atau mempertahankan kawasan
konservasi. Untuk mengatasi hal tersebut perlu dilakukan langkah-langkah
berikut:
1. Revisi PP no. 68 th 1998 Perpu Panas Bumi di kawasan konservasi dan
revisi UU No. 5 th 1990.
2. Perlu payung hukum untuk PP No.68 th 1998 agar terjalin kerjasama dan
sinergi antara Kementrian Kehutanan dan Kementrian ESDM
3. Revisi UU No.5 th 1990 tentang Konservasi SDA Hayati dan
Ekosistemnya.
Sumber : Perusahaan Umum Listrik Negara,1988,“PLTP Kamojang Indonesia’s
First Geothermal Power Plant”.
2.1.2
Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi
Energi panas bumi adalah energi yang dihasilkan oleh tekanan panas
bumi. Energi ini dapat digunakan untuk menghasilkan listrik, sebagai salah satu
bentuk dari energi terbaharui, tetapi karena panas di suatu lokasi dapat habis, jadi
secara teknis dia tidak diperbarui secara mutlak. Panas bumi adalah sebuah
sumber energi panas yang terdapat dan terbentuk di dalam kerak bumi.
Sumber : Syariffuddin Mahmudsyah , 2008, “Energi Panas Bumi”, Surabaya.
15
Menurut pasal 1 UU No.27 tahun 2003 tentang Panas Bumi, panas bumi
adalah sumber energi panas yang terkandung di dalam air panas, uap air, dan
batuan bersama mineral ikutan dan gas lainnya yang secara genetik semuanya
tidak dapat dipisahkan dalam suatu sistem Panas Bumi dan untuk pemanfaatannya
diperlukan proses penambangan. Contoh: PLTP Kamojang,PLTP Darajat,PLTP
Gunung Salak, Chevron geothermal Duri (riau) dan lain-lain.
Secara umum pengembangan sumber panas bumi di Indonesia bisa
dikelompokan ke dalam era sebelum kemerdakaan, pra UU nomor 27 tahun 2003
dan era atau setelah terbitnya UU nomor 27 tahun 2003. Saat usai kemerdekaan
RI, pengembangan sumber panas bumi bisa dikatakan berhenti atau tidak ada
kegiatan. Hal ini bisa dimaklumi karena, bangsa Indonesia ketika itu tengah
mengalam peperangan mempertahankan kemerdekaan.
Pada
tahun
2005,
melalui
Strategi
Pengelolaan
Energi
pada
Pengembangan Industri Energi Nasional 2005 ditegaskan mengenai peningkatan
keamanan pasokan energi. Selain itu juga ditetapkannya target peningkatan
kontribusi sumber daya panas bumi dalam sasaran bauran energi nasional dari 2
persen pada tahun 2005 menjadi 5 persen (9500 Mwe) pada tahun 2025.
Kemudian, berbagai ketentuan dikeluarkan pemerintah untuk mendorong
pengembangan potensi sumber daya panas bumi.
Pemerintah dan Pemerintah Daerah memiliki kewenangan melakukan
Survei Pendahuluan (termasuk eksplorasi), perijinian, pembinaan dan pengawasan
usaha panas bumi sesuai kewenangan masing-masing. Hal ini bertujuan untuk
mendapatkan data yang dijadikan dasar penetapan WKP Oleh Menteri ESDM.
16
Selanjutnya, WKP inilah yang proses pelelangannya dilakukan oleh Pemerintah
Daerah. Untuk WKP yang berada di lokasi Kabupaten/Kota dilakukan Pemerintah
Kabupaten/Kota. Untuk yang berlokasi di antara wilayah Kabupaten/Kota
dilakukan Pemerintah Provinsi. Selanjutnya untuk yang berlokasi diantara dua
Provinsi dilakukan oleh Pemerintah Pusat.
Secara umum Penetapan WKP Panas bumi sebagaimana diatur dalam
Permen ESDM nomor 11 tahun 2008 meliputi tingkat penyelidikan dan status
lahan. Tingkat penyelidikan bertujuan untuk mendapatkan data sudah dapat
mendeliniasi gambaran awal sistem panas bumi yang meliputi sumber panas,
reservoir (luas dan kedalaman), batuan tertutup, sifat fisik dan kimia fluida
(temperatur dan unsur kimia) dan daerah recharge dan discharge. Mengenai status
lahan (tata ruang dan penggunaan lahan) bahwa diluar kawasan konservasi
(Taman Nasional) dan daerah terlarang lainnya menurut Undang-Undang yang
berlaku.
Sebenarnya, berdasarkan Survei Pendahuluan berupa Survei Geologi,
Geokimia dan Geofisika bisa didapatkan gambaran awal sistem panas bumi. Baik
itu mengenai dimensi reservoir, suhu atau temperatur fluida dsbnya. Ini
menunjukan bahwa manifestasi permukaan merupakan path finder tentang
keberadaan reservoir. Artinya, keberadaan sumber panas bumi ditandai beberapa
manifestasi dipermukaannya. Misalnya, jika ada sumber air panas permukaan
maka besar kemungkinan dibawah permukaan terdapat sumber panas bumi.
Oleh sebab itu keberadaan sumber panas bumi sangat berbeda dengan
minyak dan gas bumi. Umumnya, keberadaan sumber daya migas lebih sulit di
17
duga dibanding sumber panas bumi. Antara terbentuk, terkumpul maupun
keberadaan migas memiliki tingkat kesulitan yang lebih tinggi untuk mencarinya
dibanding sumber panas bumi. Asal sumber panas bumi tergolong dewasa, tidak
muda dan tidak tua, bisa diduga dibawah permukaan terdapat sumber panas bumi.
Gambaran Manifestasi permukaan sumber panas bumi tersebut antara lain, yaitu
manifestasi permukaan model high terrain dan flat terrain.
2.2
Geothermal atau Panas Bumi
Secara singkat geothermal didefinisikan sebagai panas yang berasal dari
dalam bumi. Sedangkan energi panas bumi adalah energi yang ditimbulkan oleh
panas tersebut. Panas bumi menghasilkan energi yang bersih (dari polusi) dan
berkesinambungan atau dapat diperbarui. Sumberdaya energi panas bumi dapat
ditemukan pada air dan batuan panas di dekat permukaan bumi sampai beberapa
kilometer di bawah permukaan. Bahkan jauh lebih dalam lagi sampai pada sumber
panas yang ekstrim dari batuan yang mencair atau magma.
Untuk menangkap panas bumi tersebut harus dilakukan pemboran sumur
seperti yang dilakukan pada sumur produksi minyakbumi. Sumur tersebut
menangkap air tanah yang terpanaskan, kemudian uap dan air panas dipisahkan.
Uap air panas dibersihkan dan dialirkan untuk memutar turbin. Air panas yang
telah dipisahkan dimasukkan kembali ke dalam reservoir melalui sumur injeksi
yang dapat membantu untuk menimbulkan lagi sumber uap.
Tenaga panas bumi adalah listrik yang dihasilkan dari panas bumi. Panas
bumi dapat menghasilkan listrik yang reliabel dan hampir tidak mengeluarkan gas
rumah kaca. Panas bumi, adalah sumber energi panas yang terkandung di dalam
18
air panas, uap air dan batuan bersama mineral ikutan dan gas lainnya yang secara
genetik semuanya tidak dapat dipisahkan dalam suatu sistem panas bumi dan
untuk pemanfaatannya diperlukan proses penambangan. Panas bumi mengalir
secara kontinyu dari dalam bumi menuju ke permukaan yang manifestasinya
dapat berupa: gunung berapi, mata air panas, dan geyser.
Gambar 2.2 : Struktur Gunung berapi
Sumber : http://www.esdm.go.id/renew.html
2.2.1
Keunggulan Energi Panas Bumi
Energi panas bumi dapat menyediakan sumber tenaga yang bersih dan
terbarukan serta dapat memberikan keuntungan yang signifikan. Emisi energi
panas bumi tak mengandung polutan kimiawi atau tak mengeluarkan limbah dan
hanya mengandung sebagian besar air yang diinjeksikan kembali kedalam bumi.
Energi panas bumi adalah sumber tenaga yang andal yang dapat mengurangi
kebutuhan impor bahan bakar fosil. Panas bumi juga dapat terbarukan karena
praktis sumber panas alami dari dalam bumi tidak ada batasnya. Beberapa
keunggulan sumber energi panas bumi adalah:

Menyediakan tenaga listrik yang andal dengan pembangkit yang tidak
memakan tempat
19

Terbarukan dan berkesinambungan

Memberikan tenaga beban dasar yang konstan

Dapat meng”conserve” bahan bakar fosil

Memberikan keuntungan ekonomi secara lokal

Dapat dikontrol secara jarak jauh

Dapat mengurangi polusi dari penggunaan bahan bakar fosil
2.3
Tinjauan Aspek Teknis Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi
2.3.1
Eksplorasi Panas Bumi
Cara untuk memeperoleh sumber panas bumi adalah dengan eksplorasi
yang harus dilakukan dalam beberapa tahap. Tahap survei eksplorasi sumber
panas bumi adalah sebagai berikut :
1. Survei pendahuluan dengan interpretasi dan analisa foto udara dan citra
satelit
2. Kajian kegunungapian atau studi volkanologi
3. Pemetaan geologi dan struktur geologi
4. Survei geokimia
5. Survei geofisika
6. Pemboran eksplorasi
Selain faktor suhu, faktor-faktor lain yang biasanya dipertimbangkan
dalam memutuskan pengembangan suatu sumberdaya panas bumi layak atau tidak
untuk dimanfaatkan sebagai pembangkit listrik adalah sebagai berikut :
20

Mempunyai kandungan panas atau cadangan yang besar sehingga mampu
memproduksi uap untuk jangka waktu yang cukup lama, yaitu sekitar 2530 tahun.

Menghasilkan fluida yang mempunyai pH hampir netral agar laju
korosinya realit rendah, sehingga fasilitas produksi tidak cepat terkorosi.

Kedalaman reservoir tidak terlalu besar, biasanya tidak lebih dari 300 m
dibawah permukaan tanah.

Berada di daerah yang relative tidak sulit dicapai.

Berada di daerah dengan kemungkinan terjadinya erupsi hidrotermal yang
relative rendah. Proses produksi fluida panas bumi dapat meningkatkan
kemungkinan terjadinya erupsi hidrotermal.
Sumber : http://www.pge.go.id/renew.html
2.3.2
Gradien Geothermal
Secara universal, setiap penurunan 1 km kedalaman ke perut bumi
temperatur naik sebesar 25 - 30ºC. Atau setiap kedalaman bertambah 100 meter
temperatur naik sekitar 2,5 sampai 3ºC. Jadi semakin jauh ke dalam perut bumi
suhu batuan akan makin tinggi. Bila suhu di permukaan bumi adalah 27ºC maka
untuk kedalaman 100 meter suhu bisa mencapai sekitar 29,5ºC. Untuk kedalaman
1 km suhu batuan dapat mencapai 52 - 60ºC. Pertambahan panas tersebut dikenal
sebagai gradien geotermal. Untuk tempat-tempat tertentu di sekitar daerah
volkanik gradien geotermal dapat lebih besar lagi. Variasinya 1 - 25°C / 100m.
21
Di dalam kulit bumi ada kalanya aliran air dekat sekali dengan batuan
panas dengan suhu bisa mencapai 148ºC. Air tersebut tidak menjadi uap (steam)
karena tidak ada kontak dengan udara. Bila air panas tadi bisa keluar ke
permukaan bumi melalui celah atau terjadi rekahan di kulit bumi, maka muncul
air panas yang biasa disebut dengan hot spring. Air panas alam ini biasa
dimanfaatkan sebagai kolam air panas, dan banyak pula yang sekaligus menjadi
tempat wisata. Mata air panas di Indonesia tak terhitung jumlahnya.
Karena diperlukan kondisi tertentu agar supaya magma dapat berada di
dekat permukaan bumi sehingga memungkinkan untuk memanaskan batuan dan
air tanah di dalam reservoir, maka di permukaan bumi hanya sedikit tempat yang
mempunyai potensi panas bumi. Terutama yang berada di area Pacific Rim atau
dikenal juga sebagai ring of fire yaitu gugusan gunung berapi di kepulauan
maupun pinggir benua yang membentang melingkari Samudra Pasifik. Pada
lokasi-lokasi tersebut rekahan-rekahan dalam tubuh batuan di kulit bumi jauh di
bawah permukaan memberi jalan bagi magma untuk mengalir naik menuju posisi
yang cukup dekat dengan permukaan tanah sehingga mampu memanaskan air
tanah yang mengalir kebawah dan menempati lapisan batuan yang berdekatan
dengan magma tersebut.
2.3.3
Perubahan Energi Panas Bumi Menjadi Tenaga Listrik
Air dan uap panas yang keluar ke permukaan bumi dapat dimanfaatkan
secara langsung sebagai pemanas. Selain bermanfaat sebagai pemanas, panas
bumi dapat dimanfaatkan sebagai tenaga pembangkit listrik. Air panas alami bila
bercampur dengan udara akan menimbulkan uap panas (steam). Air panas dan uap
22
inilah yang kemudian dimanfaatkan sebagai sumber pembangkit tenaga listrik.
Agar panas bumi dapat dikonversi menjadi energi listrik maka diperlukan
pembangkit (power plants).
Reservoir panas bumi biasanya diklasifikasikan ke dalam dua golongan
yaitu yang bersuhu rendah (<150ºC) dan yang bersuhu tinggi (>150ºC). Yang
dapat digunakan untuk sumber pembangkit tenaga listrik dan dikomersialkan
adalah yang masuk kategori high temperature. Namun dengan perkembangan
teknologi, sumber panas bumi dengan kategori low temperature juga dapat
digunakan asalkan suhunya melebihi 50ºC.
Pembangkit listrik dari panas bumi dapat beroperasi pada suhu yang relatif
rendah yaitu berkisar antara 50 s/d 250ºC. Sebagian besar pembangkit listrik
menggunakan uap. Uap dipakai untuk memutar turbin yang kemudian
mengaktifkan generator untuk menghasilkan listrik. Banyak pembangkit listrik
masih menggunakan bahan bakar fosil untuk mendidihkan air guna menghasilkan
uap. Pembangkit Listrik Tenaga Panas bumi (PLTP) pada prinsipnya sama seperti
Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU), hanya saja pada PLTU, uap dibuat di
permukaan menggunakan boiler, sedangkan pada PLTP uap berasal dari reservoir
panas bumi.
Pembangkit yang digunakan untuk merubah panas bumi menjadi tenaga
listrik secara umum mempunyai komponen yang sama dengan power plant lain
yang bukan berbasis panas bumi, yaitu terdiri dari generator, turbin sebagai
penggerak generator, heat exchanger, chiller, pompa, dan sebagainya. Ada tiga
macam teknologi pembangkit listrik tenaga panas bumi yaitu dry steam, flash
steam, dan binary cycle.
23
PLTP sistem dry steam mengambil sumber uap panas dari bawah
permukaan. Sistem ini dipakai jika fluida yang dikeluarkan melalui sumur
produksi berupa fasa uap. Uap tersebut yang langsung dimanfaatkan untuk
memutar turbin dan kemudian turbin akan mengubah energi panas bumi menjadi
energi gerak yang akan memutar generator untuk menghasilkan energi listrik
(Gambar 2.3).
Gambar 2.3 : Sketsa PLTP Sistem Dry Steam
PLTP sistem Flash Steam merupakan PLTP yang paling umum digunakan.
Pembangkit jenis ini memanfaatkan reservoir panas bumi yang berisi air dengan
temperatur lebih besar dari 182°C. Air yang sangat panas ini dialirkan ke atas
melalui pipa sumur produksi dengan tekanannya sendiri. Karena mengalir keatas,
tekanannya menurun dan beberapa bagian dari air menjadi uap. Uap ini kemudian
dipisahkan dari air dan dialirkan untuk memutar turbin. Sisa air dan uap yang
terkondensasi kemudian disuntikkan kembali melalui sumur injeksi kedalam
reservoir, yang memungkinkan sumber energi ini berkesinambungan dan
terbarukan (Lihat Gambar 2.4).
24
Gambar 2.4 : Sketsa PLTP Sistem Flash Steam
PLTP sistem Binary Cycle dioperasikan dengan air pada temperatur lebih
rendah yaitu antara 107°-182°C. Pembangkit ini menggunakan panas dari air
panas untuk mendidihkan fluida kerja yang biasanya senyawa organik (misalnya
iso-butana) yang mempunyai titik didih rendah. Fluida kerja ini diuapkan dengan
heat exchanger yang kemudian uap tersebut digunakan untuk memutar turbin. Air
kemudian disuntikkan kembali kedalam reservoir melalui sumur injeksi untuk
dipanaskan kembali. Pada seluruh proses dalam sistem ini air dan fluida kerja
terpisah, sehingga hanya sedikit atau tidak ada emisi udara (Lihat Gambar 2.5).
Gambar 2.5 : Sketsa PLTP Sistem Binary Cycle
Sumber : Djoko Santoso , 2006, “Pembangkitan Tenaga Listrik”, Diktat Kuliah,
Teknik Elektro ITS, Surabaya.
25
2.4
Tinjauan Aspek Keekonomian Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi
Mengingat pengembangan potensi panas bumi memerlukan initial
investment yang cukup besar, serta memiliki tingkat resiko yang cukup tinggi,
penilaian (valuation) sebagai salah satu dasar dalam pengembangan sektor ini
mempunyai peranan yang sangat penting, sehingga diperlukan suatu analisis
investasi dan resiko yang bisa diterima oleh pihak investor dan pihak manajemen
bagi kepentingan pelaksanaan bisnis dalam pengembangan pembangkit listrik
tenaga panas bumi (PLTP), terutama yang terkait dengan sisi harga serta biaya
usaha, dan pengaruhnya terhadap tingkat pengembalian investasi.
2.4.1
Harga Uap / Energi Listrik
Tiap pembangkit listrik mempunyai harga energi listrik yang berbeda-beda
yang besarnya bervariasi tergantung pada biaya pembangunan, perawatan dan
biaya operasi dari pembangkit listrik tersebut. Secara umum harga energi yang
dihasilkan suatu pembangkit listrik dihitung dengan parameter-parameter yang
diperlukan, yaitu biaya pembangkitan per kWh, biaya pengoperasian per kWh,
biaya perawatan per kWh, suku bunga, depresiasi, umur operasi, dan daya yang
dibangkitkan.
Dengan parameter-parameter seperti yang tesebut di atas, maka dapat
dihitung harga energi listrik tiap kWh yang dibangkitkan oleh suatu pembangkit
tenaga listrik. Tinjauan opsi energi dari aspek ekonomi pada pembahasan ini
didasarkan atas biaya modal pembangkitan yang dikeluarkan dalam pemanfaatan
energi alternatif menjadi energi listrik, yaitu biaya pembangkitan dan harga
energi. Metode perhitungan yang digunakan adalah metoda perhitungan biaya
26
pembangkitan tahunan, terdiri dari tiga komponen biaya, yaitu biaya investasi
modal (capital cost), biaya bahan bakar (fuel cost), serta biaya operasi dan
perawatan (O&M cost).
2.4.2
Ekonomi Investasi Pembangkit
Investasi secara umum dapat diartikan sebagai segala bentuk kegiatan
menanamkan dana baik oleh perorangan maupun perusahaan untuk memperoleh
pendapatan dan peningkatan dari investasi yang telah dilakukan.
Farid Harianto dan Siswanto Sudomo (1998, 2) mendefinisikan investasi sebagai
berikut:
“Secara sederhana investasi dapat diartikan sebagai suatu kegiatan
menempatkan dana pada satu atau lebih dari satu asset selama periode tertentu
dengan harapan dapat memperoleh pendapatan dan atau peningkatan nilai
investasi.”
Investasi dapat pula diartikan sebagai penanaman modal suatu kegiatan
yang memiliki jangka waktu relatif panjang dalam berbagai bidang usaha.
Penanaman modal yang ditanamkan dalam arti sempit berupa proyek tertentu,
baik bersifat fisik maupun non – fisik. Dalam prakteknya jenis investasi dapat
dibagi 2 macam, yaitu :
1. Investasi nyata (real investment), yang merupakan investasi yang dibuat
dalam harta tetap (fixed assets) seperti tanah, bangunan, peralatan, atau
mesin – mesin.
2. Investasi financial (financial investment), yang merupakan investasi dalam
bentuk kontrak kerja, pembelian saham, atau surat berharga lainnya.
27
Menurut Gitman (2003; 215), secara garis besar terdapat dua macam
resiko yang dihadapi oleh perusahaan yaitu:
a. Business Risk, yaitu kemungkinan sebuah perusahaan tidak dapat
membayar biaya operasionalnya. Tingkat resiko ini dipengaruhi oleh
stabilitas pendapatan perusahaan dan struktur biaya operasionalnya.
b. Financial Risk, yaitu kemungkinan perusahaan tidak dapat memenuhi
kewajiban keuangannya. Tingkat resiko ini dipengaruhi oleh perkiraan
arus kas yang akan diterima oleh perusahaan dan kewajiban pembiayaan
keuangan yang bersifat tetap.
Ada berapa metode yang digunakan untuk menilai kelayakan suatu proyek
investasi, yaitu diantaranya :
1. Biaya Pembangkit Tenaga Listrik
2. Net Present Value Method (NPV)
3. Internal Rate of Return (IRR)
4. Pajak
2.5
Perhitungan Keekonomian Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi
Sebelum suatu proyek dilaksanakan perlu dilakukan analisa dari investasi
tersebut sehingga akan diketahui kelayakan suatu proyek dilihat dari sisi ekonomi
investasi. Ada beberapa metode penilaian proyek investasi, yaitu :
28
2.5.1
Biaya modal (capital cost)
Biaya modal pertahun adalah biaya investasi pembangunan pembangkit
tenaga listrik yang dipengaruhi oleh faktor suku bunga dengan faktor penyusutan
2.5.2
Biaya bahan bakar (fuel cost)
Biaya operasi ini merupakan biaya yang hanya dikeluarkan apabila pusat
pembangkit dioperasikan untuk membangkitkan tenaga listrik. Biaya operasi ini
merupakan biaya pembelian uap panas bumi dan minyak pelumas.
2.5.3
Biaya operasi dan pemeliharaan
Biaya ini harus tetap dikeluarkan meskipun peralatan-peralatan di pusat
pembangkit tidak sedang beroperasi. Biaya O & M ini merupakan biaya untuk
perawatan pusat pembangkit, dan juga biaya tenaga kerja yang mengoperasikan
dan merawat pusat pembangkit.
2.5.4
Biaya lingkungan
Yang dimaksud biaya lingkungan dalam pembangunan PLTP adalah biaya
pemeliharaan lingkungan. Seperti alat pengurangan emisi, pengolahan limbah oli,
menjaga kuantitas dan kualitas air tanah.
29
2.5.5
Net Present Value Method (NPV)
NPV merupakan net benefit yang telah didiskon dengan menggunakan
social opportunity cost of capital sebagai diskon faktor.
Rumus :
NPV 
n
 NB
i
i 1
(1  i )  n
atau
NPV 
n
NBi
 (1  i )
i 1
n
atau
NPV 
n

i 1
Bi  Ci 
n
NB
i 1
i
Dimana :
NB = Net benefit = Benefit – Cost
C = Biaya investasi + Biaya operasi
= Benefit yang telah didiskon
= Cost yang telah didiskon
i
= diskon faktor
n
= tahun (waktu)
Kriteria:
NPV > 0 (nol) → usaha/proyek layak (feasible) untuk dilaksanakan
NPV < 0 (nol) → usaha/proyek tidak layak (feasible) untuk dilaksanakan
NPV = 0 (nol) → usaha/proyek berada dalam keadaan BEP dimana
TR=TC dalam bentuk present value.
30
Untuk menghitung NPV diperlukan data tentang perkiraan biaya investasi,
biaya operasi, dan pemeliharaan serta perkiraan benefit dari proyek yang
direncanakan.
2.5.6
Internal Rate of Retun (IRR ) atau Rate of Return (ROR)
Pada metode IRR, kita justru akan menghitung tingkat bunga tersebut.
Tingkat bunga yang akan dihitung ini merupakan tingkat bunga yang akan
menjadikan jumlah nilai sekarang dari tiap-tiap cash inflow yang didiskontokan
dengan tingkat bunga tersebut sama besarnya dengan nilai sekarang dari initial
cash outflow atau nilai proyek.
IRR adalah suatu tingkat discount rate yang menghasilkan NPV = 0 (nol).
Jika
IRR > MARR maka proyek dikatakan layak
IRR = MARR berarti proyek pada BEP
IRR < MARR dikatakan bahwa proyek tidak layak.
Untuk menentukan besarnya nilai IRR harus dihitung dulu NPV1 dan
NPV2 dengan cara coba-coba. Jika NPV1 bernilai positif maka discount factor
kedua harus lebih besar dari MARR, dan sebaliknya.
Rumus :
IRR  i1 
Dimana :
NPV1
i2  i1 
( NPV1  NPV2 )
i1 = tingkat discount rate yang menghasilkan NPV1
i2 = tingkat discount rate yang menghasilkan NPV2
31
2.5.7
Pajak
Pajak hanya dipungut pemerintah apabila revenue (pendapatan) melebihi
recovery (pengembalian dari biaya). Recovery dihitung berdasarkan besaran yang
paling kecil dan revenue dan cost recovery.
Pajak = % pajak x pendapatan operasional ……….
Sumber : Partowidagdo, W. (2004). Economic Analysis of Geothermal
Exploration Insurance inIndonesia. Department of Petroleum Engineering,ITB.
32