analisa kelayakan pembangunan pembangkit listrik tenaga panas

ANALISA KELAYAKAN PEMBANGUNAN PEMBANGKIT
LISTRIK TENAGA PANAS BUMI
STUDI KASUS: KAMOJANG, JAWA BARAT
Alfa Firdaus dan Ambiya Pietoyo
Teknik Industri
Universitas Mercu Buana Jakarta
Email: [email protected]
ABSTRAK
Salah satu jenis energi yang terbarukan adalah energi panas bumi (geothermal). Indonesia
sendiri menyimpan potensi panas bumi sebesar 40% dari total potensi potensi di seluruh dunia.
Sebagai Negara yang mempunyai sejumlah besar gunung berapi, Indonesia termasuk salah
satu negara yang memilki sumber daya panas bumi dalam jumlah melimpah. Panas bumi
sangat perlu untuk dikembangkan di Indonesia.
Cukup tingginya biaya investasi pengembangan energi panas bumi di Indonesia menjadi
salah satu penyebab lambatnya perkembangan diversifikasi energi tersebut. Diversifikasi energi
berarti energi panas bumi harus bersaing dengan energi lain, dengan kondisi harga listrik yang
relatif masih kurang kompetitif dibandingkan dengan investasi yang ditanamkan membuat
perkembangannya jauh dari yang diharapankan. Mengacu pada latar belakang masalah, maka
dikembangkan pertanyaan penelitian yaitu apakah potensi panas bumi economically feasible
dan dapat menjadi salah satu solusi bagi permasalahan energi di Indonesia
Dari perhitungan harga pokok produksi listrik pada lapangan panas bumi, dilakukan analisa
keekonomian menggunakan indikator Net Present Value dan Internal Rate of Return proyek
pembangunan PLTP 3 MW skala kecil di Kamojang yang ternyata tidak layak, karena nilai IRR
< MARR.
Kata Kunci: panas bumi, analisa ekonomi, harga listrik
ABSTRACT
One type of renewable energy is geothermal energy. Indonesia alone holds the potential of geothermal energy by 40% of the total potential of the potential in the world. As a country that has a
large number of volcanoes, Indonesia is among the countries that have the geothermal resources in abundance. Geothermal is necessary to develop in Indonesia.
The high cost of investment in geothermal energy development in Indonesia has led to the
slow development of energy diversification. Diversification means of geothermal energy to compete with other energy, the electricity price conditions are relatively less competitive compared
to the investment made far from the expected development. Referring to the background of the
problem, then developed the research question of whether geothermal energy economically
feasible and could be one solution to the energy problem in Indonesia
From the calculation of the cost of production in the field of geothermal power, economic
analysis is done using indicators Net Present Value and Internal Rate of Return 3 MW Geothermal Power Plant construction project on a small scale in Kamojang that was not feasible,
because the value of IRR < MARR.
Keywords: geothermal, economic analysis, the price of electricity
1. PENDAHULUAN
Sebagian besar pembangkit yang terpasang
di
Indonesia
merupakan
pembangkit
berbahan bakar fosil. Kekhawatiran pun
akhirnya muncul setelah kita tahu bahwa
cadangan minyak di Indonesia sudah mulai
menipis dan suatu saat akan habis. Saat ini
Saja indonesia sudah mulai mengimpor
minyak bumi untuk memenuhi kebutuhan
dalam negeri. Hal ini mengingat kebutuhan
energi listrik yang akan terus bertambah dari
tahun ke tahun dan juga melihat Indonesia
24 Jurnal Ilmiah PASTI Volume VI Edisi 1 – ISSN 2085‐5869 yang kaya akan sumber energi yang
terbarukan,
tetapi
belum
bisa
memanfaatkannya secara optimal.
Salah satu jenis energy yang
terbarukan adalah energi panas bumi
(geothermal). Indonesia sendiri menyimpan
potensi panas bumi sebesar. 40% dari total
potensi di seluruh dunia. Sebagai Negara
yang mempunyai sejumlah besar gunung
berapi, Indonesia termasuk salah satu
negara yang memiliki sumber daya panas
bumi dalam jumlah melimpah.
Panas bumi sangat perlu untuk
dikembangkan di Indonesia. Beberapa hal
yang menjadi sebab mengapa sumber
energi ini perlu dikembangkan adalah
sebagai berikut:
1. Keterbatasan dan menurunnya cadangan
energi fosil di Indonesia.
2. Sebagai sumber energi pendamping
energi fosil guna menjamin kelangsungan
pemenuhan kebutuhan energi nasional
(energy security) dan mencapai daerah
terpencil.
3. Sifatnya yang terbaharui secara alami
dan ramah lingkungan.
Pengembangan sumber daya panas bumi
memerlukan investasi yang cukup besar,
sehingga pengembangannya relatif sangat
lambat.
Namun
demikian,
memiliki
keunggulan yaitu emisi CO2 yang dikeluarkan
sangat rendah. Suatu investasi yang cukup
besar
diperlukan
untuk
dapat
mengembangkan energi panas bumi di
Indonesia.
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.
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 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.
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 inilah yang
kemudian dimanfaatkan sebagai sumber
pembangkit tenaga listrik. Agar panas bumi
dapat dikonversi menjadi energi listrik maka
diperlukan pembangkit (power plants).
2. TINJAUAN PUSTAKA
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.
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
Gambar 1. 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.
Jurnal Ilmiah PASTI Volume VI Edisi 1 – ISSN 2085‐5869 25 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.
Biaya lingkungan
Gambar 2. 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.
Yang dimaksud biaya lingkungan dalam
pembangunan
PLTP
adalah
biaya
pemeliharaan lingkungan. Seperti alat
pengurangan emisi, pengolahan limbah oli,
menjaga kuantitas dan kualitas air tanah.
Net Present Value Method (NPV)
NPV merupakan net benefit yang telah
didiskon dengan menggunakan social
opportunity cost of capital sebagai diskon
faktor.
NPV
=
n
∑
NB
i = 1
i
(1 + i )
− n
atau
NPV
=
n
∑
i = 1
NB i
(1 + i )
n
atau
NPV
=
n
∑
i = 1
B
i
− C
i
=
n
∑
i = 1
N
B
i
Internal Rate of Retun (IRR)
Gambar 3. Sketsa PLTP Sistem Binary Cycle
IRR adalah suatu tingkat discount rate yang
menghasilkan NPV = 0 (nol). Jika
IRR
> MARR maka proyek dikatakan layak. Jika
IRR = MARR berarti proyek pada BEP. Jika
IRR < MARR dikatakan bahwa proyek tidak
layak.
3. METODOLOGI PENELITIAN
Analisa Ekonomi
Biaya Pembangkitan Tenaga Listrik
Biaya pembangkitan total tanpa biaya
eksternal merupakan penjumlahan dari biaya
modal, biaya bahan bakar, biaya operasional
dan perawatan, serta biaya lingkungan. biaya
O &M biaya lingkungan.
Pajak
Pajak hanya dipungut pemerintah apabila
revenue (pendapatan) melebihi recovery
(pengembalian dari biaya).
Pajak = % pajak x pendapatan operasional ……
Biaya modal (capital cost)
Biaya modal pertahun adalah biaya investasi
pembangunan pembangkit tenaga listrik yang
dipengaruhi oleh faktor suku bunga dengan
faktor penyusutan.
4. HASIL DAN PEMBAHASAN
Ada beberapa data penting sumur uap/steam
reservoir pada sistem PLTP ini, yaitu:
26 Jurnal Ilmiah PASTI Volume VI Edisi 1 – ISSN 2085‐5869 DATA-DATA RESERV
VOIR
URAIAN
N
KETERANGAN
Area reservoir
r
3 MW
Poten
nsi
14 - 21 Km
Kapassitas total yang telah terbukti
200 MW
Kapassitas terpasang
140 MW
Data Fisik
F
Reservoir
23
Suhu
5 – 245 C
Kualitas uap
96% uap
Jumla
ah sumur
68 buah
Kedalaman sumur
500-2200 m
Produ
uksi uap
54.000 Kg/J
0
dungan Kimia dan Kualitas Uap
Kand
Uap yang dihasilkan PLTP memiliki
m
kand
dunap yang
gan kimia dan kualitas ua
apa
ung dengan yang dihasilkan
adanya, tergantu
ur uap. Uap
p panas bum
mi Kamojang tersumu
masu
uk salah satu
u yang mem
miliki kualitas uap
yang terbaik di dunia. Wala
aupun demikkian,
o
uap tersebut harus dianalisis kembali oleh
mojang. Analisis ini dilaku
ukan
pihakk PLTP Kam
setiap
p seminggu sekali deng
gan tujuan memonittor kualitas uap
u yang aka
an dijadikan fluida kerja sebelum
m masuk ke
k sistem PLTP
ojang.
Kamo
A
Ada
beberapa cara yan
ng biasa dila
akukan untuk
u
menga
antisipasi hall tersebut. Sa
alah
satu cara yang digunakan un
ntuk mengurangi
ur dan mate
erial padat la
ainnya, yakn
ni dilumpu
lakukkan oleh BP
PPT Kamoja
ang sebagaii instanssi pengelola sumur, uap yang keluar dari
sumu
ur harus di blow
b
off tegak lurus sela
ama
selan
ng waktu terrtentu, sehing
gga lumpur dan
material lainnya tidak
t
terbawa karena pe
erbedaan berat jenis.
em Distribus
si Transmisii Uap
Siste
Dari BPPT
B
sebag
gai pemasok, uap yang akan
a
digun
nakan oleh PLTP Kamo
ojang disalurrkan
melallui empat pipa yang langsung dipassang
pada steam rece
eving header. Pipa terse
ebut
meter antara 600-1000 mm.
m
mempunyai diam
but ditempattkan di atas perPipa - pipa terseb
aan tanah, tiidak di dalam
m tanah. Ha
al ini
muka
dituju
ukan untuk mempermud
m
dah pengece
ekan
apabila terjadi ke
ebocoran pa
ada pipa - pipa
tersebut.
Gambar 4.
4 Pipa Salurran Uap BPP
PT
Dua lapan
ngan yang te
elah terbukti termasuk kedalam sistem
s
domiinasi uap ya
aitu laarajat yang keduapangan Kamojjang dan Da
a. Kedua lap
pangan
nya terletak di Pulau Jawa
eh temperatur reservoir 230°C
ini dicirikan ole
sampai 246°C (Kamojang)) dan antara 230°C
C (Darajat) d
dengan keda
alaman
sampai 250°C
oir panas bu
umi Kamojang ratapuncak reservo
a
800 m sampai 1200 m
ratta berkisar antara
dan sekitar 70
00 m sampaii 1000 m un
ntuk laat.
pangan Daraja
Gambar
G
5. Fllow Diagram
m PLTP Kamo
ojang
stem Pemba
angkit PLTP
P
Sis
Sis
stem pembangkitan PLT
TP kamojang merupakan sistem pembangkittan yang memanm
atkan tenaga
a panas bum
mi yang berup
pa uap.
faa
Ua
ap tersebut diperoleh da
ari sumur - sumur
pro
oduksi yang dibuat oleh
h BPPT. Ua
ap dari
sumur produkksi mula - mula dialirk
kan ke
eam receivin
ngheader, ya
ang berfungs
si menste
jam
min pasokan
n uap tidak mengalami gangguan meskipu
un terjadi pe
erubahan pa
asokan
oduksi. Selan
njutnya melallui flow
dari sumur pro
eter, uap terrsebut dialirkkan ke Unit 1, Unit
me
2, dan Unit 3 melalui
m
pipa - pipa. Uap
p tersee separator u
untuk memis
sahkan
but dialirkan ke
at, silica, dan
n bintik - bin
ntik air
zatt - zat pada
yang terbawa di
d dalamnya..
Hal ini dila
akukan untu
uk menghindari terjad
dinya vibrasi, erosi dan pembentukk
kan kerak
k pada turbiine. Uap ya
ang telah me
elewati
Jurnal Ilmiah PASTI Volume VI Ed
disi 1 – ISSN 2
2085‐5869
27 separator tersebut kemudian dialirkan ke
demister yang berfungsi sebagai pemisah
akhir. Uap yang telah bersih itu kemudian
dialirkan melalui main steam valve (MSV ) governor valve menuju ke turbin. Di dalam
turbin, uap tersebut berfungsi untuk memutar
double flow condensing yang dikopel dengan
generator, pada kecepatan 3000 rpm. Proses
ini menghasilkan energi listrik dengan arus 3
fasa, frekuensi 50 Hz, dengan tegangan 11,8
KV.
Melalui transformer step-up, arus listrik
dinaikkan tegangannya hingga 150 KV, selanjutnya dihubungkan secara parallel dengan sistem penyaluran Jawa - Bali (interkoneksi). Agar turbin bekerja secara efisien,
maka exhaust steam / uap bekas yang keluar
dari turbin harus dalam kondisi vakum, dengan mengkondensasikan uap dalam kondensor kontak langsung yang dipasang di bawah
turbin. Untuk menjaga kevakuman kondensor, gas yang tak terkondensi harus dikeluarkan secara kontinyu oleh sistem ekstraksi
gas. Gas-gas ini mengandung: CO2 85-90%
H2S 3,5% dan sisanya adalah N2 dan gas gas lainnya.
Disini sistem ekstaksi gas terdiri atas
first-stage dan second-stage ejector. Gasgas yang tidak dapat dikondensasikan, dihisap oleh steam ejector tingkat 2 untuk diteruskan keafter condensor, dimana gas-gas
tersebut kemudian kembali disiram oleh air
yang dipompakan oleh primary pump. Gasgas yang dapat dikondensasikan dikembalikan kekondensor, sedangkan sisa gas yang
tidak dapat dikondensasikan di buang ke
udara. Exhaust steam dari turbin masuk dari
sisi atas kondensor, kemudian terkondensasi
sebagai akibat penyerapan panas oleh air
pendingin yang diinjeksikan lewat spraynozzle. Level kondensat selalu dijaga dalam
kondisi normal oleh dua buah main cooling
water pump (MCWP) lalu didinginkan dalam
cooling water sebelum disirkulasikan kembali.
Air yang dipompakan oleh MCWP dijatuhkan dari bagian atas menara pendingin
yang disebut kolam air panas menara pendingin. Menara pendingin berfungsi sebagai
heat exchanger (penukar kalor) yang besar,
sehingga mengalami pertukaran kalor dengan udara bebas. Air dari menara pendingin
yang dijatuhkan tersebut mengalami penurunan temperature dan tekanan ketika sampai
di bawah, yang disebut kolam air dingin (cold
basin). Air dalam kolam air dingin ini dialirkan
ke dalam kondensor untuk mendinginkan uap
bekas memutar turbin dan kelebihannya
(over flow) diinjeksikan kembali kedalam sumur yang tidak produktif, diharapkan sebagai
air pengisi atau penambah dalam reservoir,
sedangkan sebagian lagi dipompakan oleh
primary pump, yang kemudian dialirkan kedalam inter condensor dan after condenser.
Untuk mendinginkan uap yang tidak terkondensasi (non-condensable gas). Sistem
pendingin di PLTP Kamojang merupakan
sistem pendingin dengan sirkulasi tertutup
dari air hasil kondensasi uap, dimana kelebihan kondensat yang terjadi direinjeksi ke dalam sumur reinjeksi. Prinsip penyerapan
energi panas dari air yang disirkulasikan adalah dengan mengalirkan udara pendingin secara paksa dengan arah aliran tegak lurus,
menggunakan 5 fan cooling tower. Sekitar
70% uap yang terkondensasi akan hilang
karena penguapan dalam cooling tower, sedangkan sisanya diinjeksikan kembali ke dalam reservoir.
Reinjeksi dilakukan untuk mengurangi
pengaruh pencemaran lingkungan, mengurangi ground subcidence, menjaga tekanan,
serta recharge water bagi reservoir. Aliran air
dari cold basin ke kondensor disirkulasikan
lagi oleh primary pump sebagai media pendingin untuk inter cooler dan melalui after
dan inter condensor untuk mengkondensasikan uap yang tidak terkondensasi dikondensor, air kondensat kemudian dimasukkan
kembali ke dalam kondensor.
Analisa Keekonomian PLTP Kamojang
Pada lapangan panas bumi di Kamojang terdapat beberapa kapasitas yang biasa digunakan sebagai pemasok tenaga listrik. Dalam
studi kasus ini kami menggunakan kapasitas
pembangkit 3 MW.
Pada dasarnya perhitungan harga listrik
untuk masing-masing kapasitas mempunyai
pola yang sama. Yaitu dengan memeperhitungkan indicator keekonomian seperti Net
Present Value (NPV), dan Internal Rate Of
Return (IRR).
Perhitungan Pendapatan per Tahun Untuk menentukan pemasukan per Tahun,
maka harus diperhitungkan:
Hasil produksi listrik selama 1 tahun
dengan pembangkitan rata-rata 100% dari
kapasitas penuh manfaat pembangkit 100%.
Total Operating time:
= Availability x days x hours x Capacity factor
= 93% x 365 x 24 x 100%
= 8154 hours
28 Jurnal Ilmiah PASTI Volume VI Edisi 1 – ISSN 2085‐5869 Tabel 2. Data Keekonomian PLTP Kamojang
Produksi/tahun:
= Installed capacity x Capacity factor x Total
Operating time
= 3000 x 100% x 8154
= 24,462,000 KWh/tahun
Pemakaian sendiri dengan asumsi
sebesar 8% dari total kapasitas produksi
pembangkit listrik.
Pemakaian sendiri/tahun:
= 0.08 x 24.462.000 KWh/tahun
= 1.956.960 kWh/tahun
Dari data diatas, maka hasil produksi energi
listrik yang terjual per Tahun nya adalah:
Produksi jual/ tahun:
= Produksi per Tahun – Pemakaian sendiri
= 24.462.000 - 1.956.960 kWh/tahun
= 22.505.040 kWh/tahun
Penghasilan produksi listrik per tahun:
a. Dengan harga jual 9,70 cent$/kWh:
Peng/ tahun
= 22.505.040 x 0.097
= US$ 2.182.988
b. Dengan harga jual 11cent$/kWh:
Peng/tahun
= 22.505.040 x 0.110
= US$ 2.475.554
c. Dengan harga jual 13cent$/kWh:
Peng/tahun
= 22.505.040 x 0.130
= US$ 2.925.655
d. Dengan harga jual 15cent$/kWh:
Peng/tahun
= 22.505.040 x 0.150
= US$ 3.375.756
Indikator Keekonomian
Untuk analisa keekonomian suatu lapangan
panas bumi didasarkan pada indicator
keekonomian dengan parameternya adalah
Net Present Value (NPV), dan Internal Rate
Of Return (IRR).
Tabel 1. Hasil Indikator Perhitungan
Keekonomian Kapasitas Pembangkit 3 MW
Harga Jual
NPV
IRR
Item
Unit
Value
Keterangan
Installed Capacity
kW
3,000
Data
Life time
years
30
Assumption
Capacity factor
%
100%
Assumption
Effisiensi
%
38%
Assumption
Specific Steam
Consumption
kg/kWh
8.20
Data
Specific Steam
Consumption
ton/MWh
8.20
Calculation
Steam Consumption
ton/a
200,588
Calculation
Steam Consumption
ton/hr
24.60
Calculation
Plant Derating
% / year
0.5%
Assumption
Total Operating
Time
hours/a
8,154
Calculation
Electricity production
kWh/ann
um
24,462,000
Calculation
8%
Assumption
Electricity own use
Electricity own use
kWh/a
1,956,960
Calculation
Electricity sales to
PLN
kWh/a
22,505,040
Calculation
Cost of Steam
US$/ton
4.00 - 8.00
Assumption
Cost of Steam
Cent
$/kWh
3.20 - 6.40
Calculation
Annual increase of
the steam cost
%
2%
Ulubelu
Capital Cost (DIPA)
Milyar
Rp
55
DIPA
US$/kW
1,930
Calculation
US$/kW
Capital Cost (1.500
- 2.500)
1300 - 2300
Assumption
Equity for Capital
Cost
30%
Assumption
Loan for Capital
Cost
70%
Assumption
15
Assumption
Spread of payment
first year
Construction time
30%
Assumption
Spread of payment
second year
70%
Assumption
Spread of payment
third year
0%
Assumption
7
Assumption
Force outage
5%
Assumption
Availability
93%
Calculation
US$/kW/
a
7.80
Ref Markal
Planned outage
rate
Fixed O & M
Variable O & M
0,097 US$/kWh
Rp
4,873,412,639
O & M Cost min
1%
O & M Cost max
Berikut adalah data keekonomian dari PLTP
3 MW di Kamojang.
Minimum electricity
price for sale
years
days/a
US$/GJ
0.90
Ref Markal
US$/kW
h
0.0032
Calculation
Cent
$/kWh
0.45
Ref REPP
US$/MW
h
4.50
Cent
$/kWh
0.70
US$/MW
h
7.00
Cent
$/kWh
9.70
US$/kW
h
0.097
US$/MW
h
97.00
Ref REPP
Assumption
Jurnal Ilmiah PASTI Volume VI Edisi 1 – ISSN 2085‐5869 29 Annual increase of
the tariff
2%
Assumption
Exchange Rate
Rp/US$
9,500
Assumption
MARR
%/a
13.00%
Assumption
Contingency (from
Total Interest)
5%
Assumption
Income Tax (Royalti)
25.00%
Assumption
Suku Bunga Kredit
12.00%
Assumption
Analisa Biaya Pembangkit
Untuk menentukan biaya pembangkitan pada
pembangkit listrik tenaga panas bumi di
Kamojang, ada beberapa parameter yang
harus diperhitungkan. Parameter-parameter
tersebut adalah biaya modal, biaya operasi
dan maintenance (O&M), Biaya bahan bakar
(Fuel cost) serta biaya lingkungan.
Tabel 3. Parameter PLTP Skala Kecil 3 MW
Kamojang
No
Keterangan
Value
1
2
3
3
4
5
Capital cost
Fixed O&M
Variable O&M
Suku bunga Kredit
Life time
Installed Capacity
55 Milyar Rp
7.80 US$/kWh
0.0032 US$/kWh
12%
30
3 MW
Kapasitas pembangkit 3 MW
Untuk kapasitas pembangkit 3 MW dari
perhitungan didapatkan harga listrik sebesar
0.097 US$/kWh dengan nilai Net Present
Value sebesar Rp
4,873,412,639 pada
kondisi Internal Of Return sebesar 1%.
Tabel 4. Hasil Perhitungan Kapasitas
Pembangkit 3 MW
Harga Listrik
IRR
NPV (Rp)
0.97 Cent $/kWh
1%
4,873,412,639
Analisa Pay Back Period
Pembangunan PLTP Kamojang 3 MW
membutuhkan investasi awal sebesar Rp. 55
Milyar, dan pendapatan per tahunnya
disesuaikan dengan harga jual listrik per
KWh.
Tabel 5. Payback period pada PLTP
Kamojang
No.
1
2
3
4
Harga Jual
Listrik (Cent
US$/kWh)
9.7
11
13
15
Pendapatan
per Tahun
(US$/kWh)
2,182,988.88
2,475,554.40
2,925,655.20
3,375,756.00
Pay back
periode
(tahun)
23
15
11
9
Aspek Lingkungan Lapangan Panas Bumi
Kamojang
Masyarakat dunia sudah semakin sadar dengan isu lingkungan. Kebijakan energi juga
harus memperhatikan dengan sungguhsungguh mengenai perkembangan isu lingkungan. Prakiraan dampak penting dalam
pembangunan PLTP Kamojang ini, diantaranya pada tahap perencanaan Pembangunan PLTP ini dikhawatirkan menimbulkan
dampak keresahan sosial dan juga persepsi
positif dan negatif pada masyarakat setempat
akibat dari pembangunan PLTP Kamojang,
upaya yang dilakukan adalah dengan memberikan penyuluhan pada masyarakat setempat mengenai rencana kegiatan dan manfaat proyek terhadap lingkungan lokal.
Pada tahap konstruksi ada beberapa
masalah lingkungan yang perlu dijadikan pertimbangan, diantaranya adalah:
• Pembangunan Kantor/Bengkel dan Base
camp, komponen lingkungan yang terkena dampak antara lain Tanah, Air, Udara
akibat dari limbah cair (oli), karena mencemari kualitas air dan udara, Upaya
yang dilakukan membuat khusus untuk
penampungan oli, membuat alat untuk
pemisahan oli dan air dan menjual oli
bekas kepada pembeli yang telah memiliki ijin.
• Pembuatan Sumur juga berakibat buruk
tehadap Udara dan Tanah, selain menimbulkan kebisingan juga degradasi
sempadan sungai, upaya yang dilakukan
menguragi kegiatan yang sifatnya berbenturan keras dengan sempadan sungai.
Pada tahap operasi PLTP Kamojang juga menimbulkan beberapa dampak terhadap
lingkungan diantaranya adalah:
• Main Transformer dan Switchyard Berakibat kebisingan dan getaran, upaya
yang dilakukan menetapkan batas maksimum kebisingan - kebisingan dan
30 Jurnal Ilmiah PASTI Volume VI Edisi 1 – ISSN 2085‐5869 Penggunaan alat Earplug atau Earmuff
alat ini dapat mereduksi kebisingan khususnya tenaga kerja yang kontak langsung.
• Water Supply dan Treatment, mempengaruhi kualitas dan kuantitas air di dalam
tanah. Upaya yang perlu dilakukan adalah menjaga kuantitas air tanah dengan
menginjekkan kemlai air yang sudah terkondensasi ke dalam tanah.
• Selama beroperasi PLTP menghasilkan
gas buang yang mengandung karbon
(CO2), yang merupkan salah satu penyebab global warming. Akan tetapi jumlah gas karbon yang dihasilkan jauh lebih
rendah dari pada pembangkit thermal
lainnya.
Pada tahap operasi ini pula PLTP Kamojang mempunyai dampak lingkungan yang
sekarang menjadi pusat perhatian dunia, yaitu mengenai pemanasan global (global
warming) yang diakibatkan dari gas CO2.
Panas bumi termasuk energi terbarukan
yang bersih lingkungan, akan tetapi PLTP
juga masih menghasilkan CO2. Apabila dibandingkan dengan pembangkit listrik dengan tenaga fossil, maka PLTP mempunyai
produksi CO2 yang lebih kecil dari pada
pembangkit yang lainnya. Perlindungan terhadap kondisi lingkungan sangat diperlukan,
hal ini dikarenakan lingkungan merupakan
tempat sumber energi. Apabila lingkungannya rusak, maka sumber energi akan tercemar dan kontinuitas sumber energi tidak
akan berlangsung.
Dengan ratifikasi “kyoto protocol”
menunjukkan komitmen negara maju terkait
global warming untuk insentif atau carbon
credit
terhadap
pembangunan
(clean
development
mecahnism)
berdasarkan
seberapa
besar
pengurangan
CO2
dibandingkan dengan base line yang telah
ditetapkan.
Penjualan
carbon
melalui
mekanisme CDM (Clean Development
Mechanism) bertujuan untuk mengurangi
efek rumah kaca yang menyebankan
pemanasan global diseluruh dunia. Selain itu
sistem penjualan carbon dapat merangsang
pengembangan energi terbarukan panas
bumi.
Gambar 6. Emisi Gas dari Bermacammacam Pembangkit
Dari gambar grafik untuk pembangkit
dengan bahan bakar panas bumi memiliki
emisi yang paling rendah yaitu 100 kg/KWh.
Tiap kg/MWH emisi yang dihasilkan didenda
sebesar 4,5 cent./KWh. Karena PLTP
memiliki 100 kg/KWh dengan batas rata-rata
728 kg/KWh maka sebaliknya akan
mendapat CDM sebesar:
728 100
728
CDM
4,5
= 3,88 Cent
= Rp. 388
Jadi pemasukan PLTP Kamojang 3 MW dari
CDM adalah:
= Rp. 388 x (1 x 3.000 kWh x 8154)
= Rp. 949,1256 milyar
Analisa Biaya Pembangkit
Untuk menentukan biaya pembangkitan pada
pembangkit listrik tenaga panas bumi di Kamojang, ada beberapa parameter yang harus
diperhitungkan. Parameter-parameter tersebut adalah biaya modal, biaya operasi dan
maintenance (O&M), biaya bahan bakar (fuel
cost) serta biaya lingkungan.
Tabel 6. Parameter PLTP Skala Kecil 3 MW
Kamojang
No
Keterangan
Value
1
Capital cost
55 Milyar Rp
2
Fixed O&M
7.80 US$/kWh
3
Variable O&M
0.0032 US$/kWh
4
Suku bunga Kredit
12%
5
Life time
30
6
Installed Capacity
3 MW
Jurnal Ilmiah PASTI Volume VI Edisi 1 – ISSN 2085‐5869 31 Mengacu pada data diatas, maka didapat
payback periodnya sebagai berikut:
Tabel 7. Payback Period pada PLTP
Kamojang
Harga Jual
Listrik
(Cent
US$/kWh)
9.7
11
13
15
Pendapatan
per Tahun
(US$/kWh)
2,182k
2,475k
2,925k
3,375k
Pay back
periode
(tahun)
23
15
11
9
5. SIMPULAN DAN SARAN
Dari
hasil
pembahasan
mengenai
perhitungan harga listrik pada lapangan
panas bumi untuk kapasitas pembangkit 3
MW, maka dapat diambil kesimpulan bahwa
Dari hasil analisa keekonomian pada
perhitungan harga listrik panas bumi ini
menggunakan indikator Net Present Value
dan Internal Rate Of Return proyek
pembangunan PLTP 3 MW skala kecil di
Kamojang ternyata tidak layak, karena nilai
IRR < MARR.
Bagi para investor yang ingin mendapatkan benefit/keuntungan yang besar, disarankan agar para investor membuat PLTP
dengan Kapasitas atau Skala yang lebih besar. Karena yang ekonomisnya dalam usaha
Pembangunan PLTP ini yaitu dengan kapasitas minimal 30 MW dengan tarif ideal diatas
15 cent/US$, sedangkan saat ini PLN hanya
dapat membeli 9.70 cent/US$ dari PLN Geothermal.
Diharapkan agar perkembangan energi
panas bumi di Indonesia bisa maksimal dan
memberikan konstribusi energi untuk kepentingan bangsa ini.
DAFTAR PUSTAKA
Azimudin, T. Kajian Ulang Model Konsepsi
Reservoir Panas bumi Lapangan Lahendong-Sulawesi Utara, Laporan Intern
PERTAMINA Area Panas bumi Lahendong. 1999.
Badan Pengkajian Ekonomi, Keuangan, dan
Kerjasama Internasional. Kajian Kebijakan Insentif Fiskal Untuk Mendorong In-
vestasi Di Sektor Ketenagalistrikan. Januari 2006.
Buku Potensi Panas Bumi di Indonesia, Status 2004. Direktorat Inventarisasi Sumber
Daya Mineral. Tidak dipublikasikan.
Buku Tahunan PT. PLN (Persero). Jakarta.
2010.
Direktorat Jenderal Geologi dan Sumber
Daya Mineral. Berita DJGSM: Pengembangan Energi Panas Bumi. Jakarta. 7
Januari 2004.
Direktorat Jenderal Geologi dan Sumber
Daya Mineral. Undang – Undang Nomor
23 Tahun 2003 Tentang Panas Bumi.
Gitman. Resiko yang Dihadapi oleh Perusahaan dalam Investasi. Jakarta. 2003.
Harianto, Farid. Sudomo, Siswanto. Mendefinisikan Investasi. Jakarta. 1998.
Kebijakan Energi Nasional 2003- 2020. Departemen Energi dan Sumber Daya Mineral.
Mahmudsyah, Syariffuddin. Energi Panas
Bumi. Surabaya. 2008.
Marsudi, Djiteng. Pembangkitan Energi Listrik. Penerbit Erlangga. Jakarta. 2005.
Partowidagdo, W. Economic Analysis of
Geothermal Exploration Insurance in Indonesia. Department of Petroleum Engineering, ITB. 2004.
Pedoman dan Pola Tetap Pengembangan
Industri Ketenagalistrikan Nasional 20042020. Departemen Energi dan Sumber
Daya Mineral. 2003.
Perusahaan Umum Listrik Negara. PLTP
Kamojang Indonesia’s First Geothermal
Power Plant. 1988.
Santoso, Djoko. Pembangkitan Tenaga Listrik. Diktat Kuliah, Teknik Elektro ITS.
Surabaya. 2006.
Soemarto, Otto. Indonesia Dalam Kancah
Lingkungan Global, PT. Gramedia, Jakarta. 1991.
Wahyuningsih, R. Potensi dan Wilayah Kerja
Pertambangan Panas Bumi di Indonesia,
Kolokium Hasil Lapangan Direktorat Inventarisasi Sumber Daya Mineral. Jakarta. 2005.
--------------------. Mekanisme Pembangunan Bersih (CDM). Kompas, Jakarta.
2003
--------------------- Protokol Kyoto: Implikasinya Bagi Negara Berkembang. Kompas, Jakarta. 2005.
32 Jurnal Ilmiah PASTI Volume VI Edisi 1 – ISSN 2085‐5869