Studi Pembangunan PLTU 2 x 60 MW di Kabupaten

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:
DosenPembimbing 2:
Ir. Syarifuddin M, M.Eng
194612111974121001
Ir. Teguh Yuwono
19500806197121002
LATAR BELAKANG (1)
Tahun
Daya Mampu (MW)
Beban Puncak (MW)
Reserve Margin
• Krisis
energi
listrik
yang
terjadi
di
Kalimantan
2001
60,72
43,80
1.387
2002
60,72
44,00 (Persero)
Tengah
sehingga membuat
PT. PLN
1.380
2003
60,72
di Kalimantan
Tengah
menyewa53,50
pembangkit1.135
2004
60,72
43,42
1.398
swasta
2005
60,72
45,23
1.342
2006
60,72
46,92
1.294
2007
60,72
53,16
1.142
2008
60,72
50,49
1.202
2009
60,72
51,29
1.183
Sumber: Statistik PLN
Daya Mampu
Reverse Margin =
Beban Puncak
Reserve Margin < 1,2 termasuk defisit
Reverse Margin > 1,2 termasuk surplus
LATAR BELAKANG (2)
Cabang
Jumlah Sentra
Pembangkit
Jumlah Unit
Pembangkit
Jenis
Pembangkit
• Pembangkit milik PT. PLN (Persero) yang ada di
Palangkaraya
42
166 PLTD PLTD
Kalimantan Tengah semuanya
berjenis
dan umur pemakaiannya
sudah115
sangat
lama
Kuala Kapuas
32
PLTD
Total
74 sentra
*BPP PLTD: Rp.2.610/kWh
281 unit
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
Kesimpulan
Metode Regresi Linear, Metode
DKL 3.01, Perhitungan
Teknis, Perhitungan Ekonomi
DATA KOMPOSISI PELANGGAN & KONSUMSI
ENERGI LISTRIK KALIMANTAN TENGAH
Jumlah Pelanggan
3%
4% 3%
Rumah Tangga
20%
Industri
Bisnis
66%
4%
Sosial
Pemerintahan
Penerangan Jalan
Laju Pertumbuhan Jumlah Pelanggan Kalteng
Rumah Tangga
: 3,4%
Industri
: 1,83%
Bisnis
: 4,3 %
Publik
: 6,55%
Analisis Kondisi Kelistrikan
Kalimantan Tengah
Konsumsi Energi Listrik
0.06%
7.89%
0.96% 0.31%
2.64%
Rumah Tangga
Industri
Bisnis
88.15%
Sosial
Pemerintahan
Penerangan Jalan
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%
PLN
82%
Swasta
Perbandingan Daya Total Pembangkit
Antara PLN dan Swasta di Kalimantan
Tengah
49%
51%
PLN
Swasta
NERACA DAYA KALIMANTAN TENGAH
Produksi Energi
(GWh)
Rasion Elektrifikasi
(%)
Tahun
BebanPuncak (MW)
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
58.361
476.098
49.59
2009
BAGIAN-BAGIAN PENTING PLTU
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
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.
Superheater
Berfungsi untuk menaikkan temperatur uap jenuh menjadi uap panas lanjut dengan memanfaatkan
gas panas hasil pembakaran.
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 .
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.
Condensor (Pendingin)
Untuk mengkondensasikan uap bekas proses dengan air pendingin yang digunakan kembali sebagai air
pengisi ketel uap
Turbin Uap
Untuk merubah energi panas dari uap air boiler yang bertemperatur tinggi dan bertekanan tinggi
menjadi energi mekanik rotasi untuk memutar poros Generator.
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
UNTUK PLTU
No
Perhitungan
1
2
3
4
Energi listrik per tahun (KWh/tahun)
Kebutuhan bahan bakar per tahun (kg)
Kebutuhan energi kalor (Kcal/tahun)
Kebutuhan batubara untuk produksi 1 kwh (kg/kWh)
5
6
Kebutuhan bahan bakar selama 25 tahun (kg)
Prosentase pemakaian bahan bakar dari cadangan
bahan bakar yang tersedia (%)
PLTU
Batu bara
840.960.000
613.200.000
2.575.440.000.000
0,73
15.330.000.000
82,2295
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
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
190,55
204,02
203,23
211,16
254,67
239,63
257,49
284,19
307,73
311,35
14,76
14,28
14,61
17,17
47,19
21,05
20,58
24,96
20,61
89,14
43,32
42,29
43,71
48,08
65,82
58,67
66,99
79,86
91,47
27,29
21,76
23,17
24,09
25,42
65,28
30,94
34,49
40,85
43,83
48,41
270,40
283,77
285,64
301,83
402,36
350,29
379,55
429,86
463,64
476,19
Proyeksi Konsumsi Energi Listrik Kalimantan Tengah dengan
Metode Regresi Linier Berganda (GWh)
Tahun Rumah Tangga Bisnis
2010
2011
2012
2013
2014
2015
…
…
…
2030
2031
2032
2033
2034
2035
325,9
340,46
355,01
369,56
384,12
398,67
…
…
…
616,97
631,52
646,07
660,62
675,18
689,73
94,88
100,63
106,37
112,12
117,86
123,61
…
…
…
209,77
215,51
221,26
227
232,75
238,49
Industri Publik Total (GWh)
28,39
29,49
30,58
31,68
32,78
33,87
…
…
…
50,31
51,41
52,5
53,6
54,7
55,79
51,21
54
56,79
59,6
62,39
65,19
…
…
…
107,14
109,94
112,74
115,53
118,33
121,13
500,38
524,58
548,75
572,96
597,15
621,34
…
…
…
984,19
1008,38
1032,57
1056,76
1080,95
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
2010
2011
2012
2013
2014
2015
…
…
…
2030
2031
2032
2033
2034
2035
396,44
429,79
464,37
500,26
537,31
575,58
…
…
…
1208,25
1249,61
1290,97
1332,33
1373,69
1415,04
89,19
94,93
100,68
106,43
112,18
117,93
…
…
…
202,55
208,14
213,73
219,31
224,90
230,49
27,29
28,39
29,49
30,59
31,69
32,79
…
…
…
50,33
51,53
52,74
53,94
55,15
56,36
53,53
56,62
59,71
62,79
65,89
68,98
…
…
…
115,76
118,89
122,03
125,16
128,29
131,42
Total
(GWh)
566,45
609,74
654,26
700,07
747,08
795,28
…
…
…
1576,89
1628,18
1679,46
1730,75
1782,03
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
2010
2011
2012
2013
2014
2015
…
…
…
2030
2031
2032
2033
2034
2035
Regresi
DKL
Linear
500,38 566,45
524,58 609,74
548,75 654,26
572,96 700,07
597,15 747,08
621,34 795,28
…
…
…
…
…
…
984,19 1576,89
1008,38 1628,18
1032,57 1679,46
1056,76 1730,75
1080,95 1782,03
1105,14 1833,32
NERACA DAYA KALIMANTAN TENGAH SETELAH PLTU PULANG
PISAU BEROPERASI
Tahun
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
Daya Mampu
(MW)
Beban Puncak
(MW)
60,72
60,72
180.72
180.72
180.72
180.72
180.72
180.72
180.72
180.72
180.72
180.72
180.72
180.72
180.72
180.72
180.72
180.72
180.72
180.72
180.72
180.72
180.72
180.72
180.72
180.72
Daya Mampu
Reverse Margin =
Beban Puncak
52,09
52,88
53,68
54,47
55,27
56,07
56,86
57,66
58,46
59,25
60,05
60,84
61,64
62,44
63,23
64,03
64,83
65,62
66,42
67,21
68,01
68,81
69,60
70,39
71,19
71,99
Selisih
Reserve Margin
(MW)
8,63
7,84
127,04
126,25
125,45
124,65
123,86
123,06
122,26
121,47
120,67
119,88
119,08
118,28
117,49
116,69
115,89
115,1
114,3
113,51
112,71
111,91
111,12
110,33
109,53
108,73
1,165675
1,14826
3,366617
3,31779
3,269767
3,223114
3,178333
3,134235
3,091345
3,050127
3,009492
2,970414
2,931862
2,894299
2,858137
2,822427
2,787598
2,754038
2,720867
2,688886
2,657256
2,626362
2,596552
2,56741
2,538559
2,510349
Keterangan
defisit
defisit
surplus
surplus
surplus
surplus
surplus
surplus
surplus
surplus
surplus
surplus
surplus
surplus
surplus
surplus
surplus
surplus
surplus
surplus
surplus
surplus
surplus
surplus
surplus
surplus
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 114o16’ 27’’
BT dan 4o 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
Biaya Pembangkitan (US$ / kW)
Umur Operasi (Tahun)
Kapasitas (MW)
Biaya Bahan Bakar (US$ / kWh)
Biaya O & M (US$ / kWh)
Biaya Modal (US$ / kWh)
Biaya Total (US$ / kWh)
Investasi (jutaUS$)
SukuBunga
6%
9%
12 %
625
625
625
25
25
25
120
120
120
0,06163
0,06163
0,06163
0,0012842 0,0012842 0,0012842
0,0069742 0,0090788 0,0011371
0,0367784 0,038883 0,0411752
75
75
75
Dengan asumsi 1 US$=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.
Internal Rate of Return (%)
Harga Listrik
(US$/kWh)
i = 6%
i=9%
i = 12 %
0,06
16%
11%
6%
0,07
27%
23%
18%
ANALISA INVESTASI (3)
Merupakan nilai perbandingan antara keuntungan pada tahun t dengan biaya
investasi.
BCR menunjukkan persentase pertumbuhan keuntungan selama setahun, yang dapat
dicari berdasarkan keuntungan pada tahun tersebut.
Benefit Cost Ratio (%)
Harga Listrik
(US$/kWh)
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)
Suku Bunga 12%
SukuBunga 6%
Suku Bunga 9%
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
Daya Beli Masyarakat
Harga Jual Listrik Rata-rata per sektor
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
Kapasitas (MW)
BPP (Rp/kWh)
PLTD
Total
60,72
60,72
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 (CO2) 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