Upload
vuongliem
View
248
Download
2
Embed Size (px)
Citation preview
STUDI PEMBANGUNAN PLTU BATUBARA KARIANGAU 2X100
MW PADA SISTEM MAHAKAM, BALIKPAPAN, KALIMANTAN
TIMUR DAN PENGARUHNYA TERHADAP TARIF DASAR LISTRIK
REGIONAL
Teknik Sistem Tenaga Teknik Elektro, Fakultas Teknologi Industri
Institut Teknologi Sepuluh NopemberSurabaya 2010
Oleh : Tinton Harjono
Dosen Pembimbing
Ir. Syariffuddin Mahmudsyah, M. Eng
Ir. Teguh Yuwono
Penggunaan energi primer terbesar untuk adalah Minyak Bumi sedangkan Kalimantan Timur adalah daerah penghasil utama batubara nasional
Terjadinya Krisis Energi Listrik
Daftar tunggu pelanggan lebih dari 101.169 pelanggan
Kurangnya pembangkit yang ada dan 77% berupa PLTD dengan harga BPP PLTD Rp. 3.578,25/kWh
Ratio Elektrifikasi kalimantan Timur 57,84%
-
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
160,000
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Million ton
nes
Domestic Consumption Export Coal production
-
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
160,000
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Million ton
nes
Domestic Consumption Export Coal production
Sources: Handbook Statistics of Energy Economics Indonesia 2006
Produksi Batubara, Konsumsi & Ekspor
ProvinsiPDRB/kapita
(ribu rupiah)
Pering
kat
RE Pering
kat
kWh per
kapita
Pering
kat
IPM Pering
kat
Indonesia 21.678 - 62,42 - 564,58 - 71,17 -
Kal imantan TImur 128.131 1 57,84 15 531,35 7 74,52 5
DKI jakarta 74.065 2 88,88 1 2.077,31 1 77,03 1
Riau 53.264 3 38,79 28 317,42 15 75,09 3
Kepulauan Riau 40.746 4 52,32 17 533,44 6 74,18 6
Papua 26.615 5 27,11 31 212,94 21 64 31
Kep. Bangka Belitung 19.350 6 46,20 21 326,22 13 72,19 10
Sumatra Selatan 18.725 7 48,20 19 311,32 16 71,99 13
Nanggroe Aceh Darussalam 17.124 8 85,59 2 267,75 17 70,76 17
Papua Barat 17.084 9 - - - - -
Jawa Timur 16.757 10 62,97 11 548,17 5 70,3 19
� Kenapa dibangun PLTU Batubara Kariangau
� Bagaimana kebutuhan listrik di Kalimantan Timur padatahun mendatang.
� Bagaimana pengaruh PLTU Batubara Kariangau terhadapkelistrikan Kalimantan Timur dan Mahakam.
� Apakah kebutuhan batubara PLTU Kariangau dapatterjamin dengan kekayaan batubara Kalimantan Timuryang ada.
� Bagaimana pengaruh PLTU Kariangau terhadap BPP dantarif listrik regional Kalimantan Timur.
• Pengaruh pengoperasian PLTU Kariangau hanya akan di lihat padatarif regional Kalimantan Timur saja, tidak pada kabupaten mengingatkapasitas pembangkit yang cukup besar yaitu 200MW.
• Pembahasan prinsip kerja pembangkitan PLTU Kariangau hanyadibahas secara umum tidak terlalu detail mengingat pembangunanPLTU kariangau masih dalam tahap pelelangan tender
Terletak :antara 113º44’-119º00’ Bujur timur danjuga diantara 4º24 Lintang Utara -2º25 Lintang Selatan.
Luas wilayah :245.237,80 Km2 atau sekitar satusetengah kali Pulau Jawa dan Madura
Iklim :Tropis
Pemerinahan :10 kabupaten dan 4 kota denganSamarinda sebagai ibukota propinsi
Kalimantan Kalimantan TimurTimur :
Propinsi 2005 2006 2007 2008
Kalimantan Timur 2.887.100 2.955.500 3.024.800 3.094.700
�Pertumbuhan penduduk rata-rata 2,31%
�Kepadatan penduduk Kalimantan Timur 15,60 jiwa per Km2
�Kepadatan penduduk rata rata di wlayah perkotaan 904,08 jiwa per Km2
2.750.000
2.800.000
2.850.000
2.900.000
2.950.000
3.000.000
3.050.000
3.100.000
20052006
20072008
Tahun
Jumlah penduduk
Sumber : kalimantan Timur dalam angka 2009
�Pertumbuhan ekonomi 6,13%
WilayahBatubara
(Juta Ton)
Gas
Alam
(TSCF)
Minyak
Bumi
(MMSTB)
Panas
Bumi
(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
1) Sumber: Statistik & Direktori Badan Geologi Tahun 2007
2) Sumber: Ditjen Migas 2007
TSCF: Trillion Standard Cubic Feet
MMSTB: Million Stock Tank Barrels
BM: Billion Meter Cubic
Prov insiP rov insi Ka limantan Ka limantan T imurT imur memilik imemilik i beranekaragamberanekaragam potensipo tensi
sumbersumber energienergi p r imer yang p r imer yang dapatdapat d igunakand igunakan sebagaisebagai sumbersumber
energ ienerg i pembangkitpembangkit tenagatenaga lis tr ikl is tr ik j ikajika d iband ingkand iband ingkan dengandengan
Indones ia Indones ia men jadimen jadi::
Jumlah Pelanggan Per Kelompok Pelanggan di Kalimantan
Timur
Tahun Rumah Tangga Industri Bisnis Publik
2000 337.632 248 21.496 9.222
2001 332.023 226 20.488 9.093
2002 312.482 204 18.042 8.475
2003 351.926 228 22.501 10.222
2004 378.435 231 24.338 11.109
2005 396.049 234 25.385 11.699
2006 401.692 242 25.589 12.394
2007 404.296 245 25.624 13.056
2008 406.143 244 25.847 13.782
Sumber : Statistik PT.PLN
Tahun PLTU PLTG PLTGU PLTD Jumlah
2008 2 1 3 368 374
Unit Pembangkit di lingkungan Sektor PembangkitanKalimantan Timur
Sumber : Statistik PT.PLN
Neracadaya
Kalimantan Timur
Ratio Elektrifikasi
57,84%
Dayaterpasang
414,45 MW
Dayamampu
203,43 MW
BebanPuncak
317,22 MW
Sumber : PLN Wil Kaltim data diolah kembali
Sumber : PLN Wil Kaltim data diolah kembali
Neraca daya Kalimantan Timur (MW)
Dayaterpasang
366
Daya mampu 208
BebanPuncak MW
207
Kawasan Industri
Kariangau
Bal ikpapan Barat
Alasan dipiihnya Kariangau :1. Tersedianya laut yang cukup dalam2. Sudah terbangun Jalan3. Tergolong jarang penduduk dengan
kepadatan 489,76 jiwa/Km2
4. Dilewati oleh transmisi Sistem Mahakam 150KV
Metode Peramalan Kebutuhan Energi Litrik
DKL 3.01RegresiLinier
berganda
Kebutuhanenergilistrik
Tahun
Energi
terjual
(GWH)
Y
RT
X1
Bisnis
X2
Industri
X3
Publik
X4
Penduduk
(Ribu
Jiwa)
X5
PDRB
(milyar)
X6
2009 1.623,2 428.415 27.489 244 14.293 3.209,11 131.516,76
2010 1.711,5 440.305 28.336 246 14.950 3.298,29 146.976,97
2011 1.800,0 452.195 29.182 248 15.608 3.387,46 162.437,17
2012 1.888,3 464.085 30.029 250 16.265 3.476,63 177.897,38
2013 1.976,6 475.975 30.875 252 16.922 3.565,80 193.357,58
2014 2.065,0 487.865 31.722 254 17.580 3.654,97 208.817,79
2015 2.153,3 499.755 32.568 256 18.237 3.744,14 224.277,99
2016 2.241,8 511.645 33.415 258 18.895 3.833,32 239.738,20
2017 2.330,1 523.536 34.261 260 19.552 3.922,49 255.198,40
2018 2.418,4 535.426 35.108 262 20.209 4.011,66 270.658,61
2019 2.506,8 547.316 35.954 264 20.867 4.100,83 286.118,81
2020 2.595,1 559.206 36.801 266 21.524 4.190,00 301.579,02
2021 2.683,6 571.096 37.647 244 22.182 3.209,11 317.039,22
2022 2.771,9 582.986 38.494 246 22.839 3.298,29 332.499,43
2023 2.855,6 594.876 39.340 248 23.496 3.387,46 347.959,63
2024 2.944,0 606.766 40.187 250 24.154 3.476,63 363.419,842025 3.032,3 618.656 41.033 252 24.811 3.565,80 378.880,04
Tahun RT Bisnis Industri Publik Total
T ERt EKt EIt EPt ETt
2009 891,25 426,20 152,554 133,172 1.603,18
2010 900,25 468,65 167,986 138,099 1.674,99
2011 909,34 515,33 184,979 143,209 1.752,86
2012 918,53 566,66 203,690 148,507 1.837,39
2013 927,81 623,10 224,295 154,002 1.929,20
2014 937,18 685,16 246,984 159,700 2.029,02
2015 946,64 753,40 271,968 165,609 2.137,62
2016 956,21 828,44 299,479 171,737 2.255,86
2017 965,87 910,95 329,773 178,091 2.384,68
2018 975,62 1001,68 363,132 184,680 2.525,12
2019 985,48 1101,45 399,864 191,513 2.678,31
2020 995,43 1211,16 440,313 198,599 2.845,50
2021 1 .005,49 1331,79 484,854 205,947 3.028,08
2022 1.015,64 1464,43 533,899 213,568 3.227,54
2023 1.025,90 1610,29 587,907 221,470 3.445,57
2024 1.036,26 1770,68 647,377 229,664 3.683,98
2025 1.046,73 1947,04 712,863 238,161 3.944,79
TahunEnergi Produksi
(GWh)
Konsumsi
(GWh)2009 1.753,64 1.603,182010 1.832,19 1.674,992011 1.917,37 1.752,862012 2.009,83 1.837,392013 2.110,26 1.929,202014 2.219,45 2.029,022015 2.338,25 2.137,622016 2.467,58 2.255,862017 2.608,49 2.384,682018 2.762,11 2.525,122019 2.929,67 2.678,312020 3.112,56 2.845,502021 3.312,27 3.028,082022 3.530,46 3.227,542023 3.768,95 3.445,572024 4.029,73 3.683,982025 4.315,02 3.944,79
Tahun
Kapasitas
Terpasang
(MW)
Daya
Mampu
(MW)
Beban
Puncak
(MW)
Selisih
(MW)Keterangan
(1) (2) (3) (4) (5) (6)
2009 472,43 252,73 393,54 -132,11PLMG bontang & PLTD Batakan, dan
beberapa PLT lain (total58 MW)
2010 527,43 299,48 409,07 -92,64PLTG Sangata & PLTD Daerah (total
55 MW)
2011 534,43 305,43 425,87 -102,44 PLTG milinau 7MW
2012 753,43 491,58 444,09 47,49
PLTG Kaltim, PLTU kota bangun,
PLTU Kaltim Baru& PLTU Tanah
grogot, PLTU Kariangu 100 MW (total
219 MW)
2013 853,43 576,58 463,85 112,73PLTU
Kariangau100MW
2014 853,43 576,58 485,30 91,28 Surplus
2015 853,43 576,58 508,62 67,96 Surplus
2016 853,43 576,58 533,98 42,6 Surplus
2017 853,43 576,58 561,58 15 Surplus
2018 853,43 576,58 591,65 -15,07 Defisit
2019 853,43 576,58 624,42 -47,84 Defisit
2020 853,43 576,58 660,16 -83,58 Defisit
Skema Umum Proses pembangkitan PLTU
Keterangan :
1. Jetty (Dermaga kapal) 2. Coal Storage
3. Colling control house 4. Boiler house
5. Turbine house 6. Stack
7. Switchyard 8. Coal conveyor
BATUBARA - menurut rencana bahan bakar PLTU Kariangauberasal dari PT. Kaltim Prima Coal Kalimantan timur yang di kirimmelalui sebuah perahu dengan kebutuhan per hari adalah 2.740 ton.
MINYAK - untuk start dari data yang didapat kebutuhan BBM sekali strat
PLTU kariangu adalah sebanyak 39.024 lt
AIR - masing-masing boiler membutuhkan 1.531 ton/jam air
atau sekitar 36.744 m3/hari. (1 ton air = 1m3 air).
TURBIN & GENERATOR - masing masing unit 1 dan 2 berkapitas168HP dengan puataran operasi 3000rpm. turbin dihubungkanlangsung dengan generator 100 MW denga Tegangan output 10,5 kv
Denah Pengiriman Batubara dariTambang bake PLTU
No PerhitunganPLTU
Batu bara
1 Energi listrik per tahun (KWh/tahun) 1.489.200.000
2 Kebutuhan energi kalor (Kcal/tahun) 6.254.640.000
3 Kebutuhan bahan bakar per tahun (kg) 1.000.000.000
4 Kebutuhan bahan bakar 25 tahun (kg) 25.000.000.000
5Prosentase pemakaian bahan bakar dari
cadangan bahan bakar yang tersedia (%)0,062 %
Dari APBI (Asosiasi Pertambangan Batu Bara Indonesia) PLTU 2X100 MWkariangau rencananya akan menggunakan batubara berkalori rendah sekitar 1juta ton per tahun
AnalisaAnalisa BiayaBiaya PembangkitanPembangkitan Total (Total Cost) :Total (Total Cost) :
TC = CC + FC + OM
Biaya Investasi Modal (Capital Cost)
1-)+1(
)+1(= n
i
nii
CRF
CRF = Capital Recovery Factor / FaktorPenyusutan (desimal)
I = Suku Bunga (%)n =Umur Pembangkit/LamaWaktu Penyusutan
CIC x InsCap x CRFC C
InsCap xCF x8760=
BiayaOperasi dan Perawatan
OM =Biaya Operasi dan Perawatan (US$/KWh )
CF =Capacity Factor / Faktor Kapasitas.T =Waktu dalam setahun (8760 jam / tahun).
Ins.Cap =Kapasitas Terinstal (kW).
Biaya Bahan bakar (Fuel Cost)
860( $ / )
xUiFc US kWh
η=
Ui = Harga Bahan Bakar (US$/satuan energi)
Harga Batubara = US$ 0.0458 /kg
Nilai kalori bahan bakar = 4200 kkal / kg
η = Efisiensi pembangkit thermal (desimal)
1 Kwh = 860 Kcal
CIC = Capital Investment Cost (USD/KW)
InsCap =Kapasitas Terinstal (MW)
CRF = Capital Recovery Factor/Faktor Penyusutan (desimal)
AnalisaAnalisa BiayaBiaya PembangkitanPembangkitan Total (Total Cost) :Total (Total Cost) :
Contoh perhitungan Total Cost dengan suku bungasebesar 6%
078.01
25)06.01(
25)06.01(06.0
=−+
+=CRF
US$/kW1.333,35=
200.000
0266.670.00=
Pembangkit Kapasitas
Investasi Total Biaya=(CIC)n pembanguna B
Jumlah Pembangkitan Tenaga Listrik /tahun)= Daya Terpasang x Faktor Kapasitas x 8760= 200 MW x 0,85 x 8760= 1.489.200.000 kWh/tahun
CIC x InsCap x CRFC C
InsCap x CFx 8760=
Capital Cost :
860( $ / )
xUiFc US kWh
η=
Capacity ( MW ) 150 150 200 300
Capacity Factor ( % ) 85 85 85 85
O & M Cost
( Millions US$ / Year )3,50 5,26 7,01 10,96
Untuk pembangunan 2 x100 MW = 2 X 0,47 Cent/Kwh= 0,94 Cent/Kwh
Untuk suku bunga i = 6 % maka:TC = 1,39 cent / KWh + 2.60 cent /KWh + 0.94 cent / KWh
= 4.93 cent / KWh= 0.0493 US$/KWh = Rp 459 /KWh
TC = CC + FC + OM
PerhitunganSuku Bunga
6% 9 % 12 %Kapasitas (kW) 200.000 200.000 200.000
Investasi (jutaUS$) 266,67 266,67 266,67
Biaya Pembangunan (US$ / kW) 1.333,35 1.333,35 1.333,35
Umur Operasi (Tahun) 25 25 25
Biaya Bahan Bakar (US$ / kWh) 0,026 0,026 0,026
B. O & M (US$ / kWh) 0,0094 0,0094 0,0094
Biaya Modal (US$ / kWh) 0,0139 0,0182 0,0227
Total Cost (US$ / kWh) 0,0493 0,0536 0,0581
Pengeluaran Biaya Listrik per Keluarga
masyarakat Kalimantan rata-rata mengkonsumsi listrik sebesar 5%-10%
Contoh perhitungan jika pelangan menggunakan daya 900 VA
Daya (P) = 900 x Cos φ = 900 x 0,8 = 0,72 kW
Maka kita dapat mengetahui jumlah Kwh/bulan :
kWh/Bulan = kW x 1 bln x 24 jam x FC
= 0,72 x 30 x 24 x 0,46 = 238,46 kWh/Bulan
Prosentase untuk
listrik
Pengeluaran Riil
per Kapita (Rp)Pengeluaran Biaya
Listrik
(Rp)
Pengeluaran Biaya
Listrik per Keluarga
(Rp)
10% 585.060 58.510 234.040
5% 585.060 29.235 117.012
Dengan Tarif Dasar Listrik sektor rumah tangga :
Perbandingan antara daya beli Listrik dengan pendapan perkapita yang digunakan untuk keperluan listrik
Perhitungan yang sama dilakukan untuk pada daya 450 VA dan hasilnya daya beli msyarakat nya Rp Rp. 764,89/kWh
Pendapatan Pertahun (Cash in Flow)
Yaitu Jumlah pendapatan per tahun dapat dihitung dari kWhoutput dikalikan keuntungan penjualan (KP).
kWhoutput = Pinstall x CF x 8760= 200.000 kW x 0,85 x 8760= 1.498.200.000 kWh/tahun
Untuk Suku Bunga i = 6%KP = BPP – BP
= Rp 1.732 – Rp 459,-= Rp. 1.273/kWh
CIF = KP x kWhoutput
= Rp 1.273 /kWh x 1.498.200.000 kWh/th= Rp1.907.208.600.000/tahun= US$ 205,07 juta/tahun
•Untuk Suku Bunga i = 9%KP = BPP – BP
= Rp 1.732 – Rp 499,-= Rp 1.233 /kWh
CIF = KP x kWhoutput
= Rp 1.233 /kWh x 1.498.200.000 kWh/th= Rp 1.847.280.600.000 /tahun= US$ 198,6 juta/tahun
•Untuk Suku Bunga i = 12%KP = BPP – BP
= Rp 1.732 – Rp 540,-= Rp 1.192 /kWh
CIF = KP x kWhoutput
= Rp 1.192 /kWh 1.498.200.000 kWh/th= Rp 1.785.854.400.000 /tahun
= US$ 192,02 juta/tahun
net present value (NPV) merupakan gambaran pendapatan dari total proyek pada tahun (t). Dapat dilihat apakah nilai NPV yang merupakan keuntungan proyek bernilai negatif atau positif
Contoh Perhitungan pada tahun pertama untuk suku bunga
12% adalah sebagai berikut:
juta 95,22- US$ 199,1
=%)12+1(
10+10 x -266,67= ∑
1
1=1
6
6
t
XNPV
∑1= )+1(
+-=n
t
tk
CIFCOFNPV
Tahun
ke
Net Present Value juta U$D
Suku Bunga
6% 9% 12%
1 -73,21 -84,47 -95,22
2 109,30 82,69 57,85
3 281,48 236,05 194,53
4 443,92 376,74 316,56
5 597,16 505,81 425,52
6 741,73 624,23 522,80
7 878,11 732,87 609,66
25 2.354,81 1.684,09 1.239,37
Payback Periode adalah lama waktu yang dibutuhkanagar nilai investasi yang diinvestasikan dapat kembalidengan utuh.
Contoh perhitungan dengan suku bunga 6 %
�BPP Tenaga Listrik Sebelum Pembangunan PLTU
Kariangau 2x100 MW adalah sebesar Rp3.131,05 /KWh
�BPP Tenaga Listrik Setelah Pembangunan PLTU
Kariangau 2x100 MW dan dianggap terisolasi dan tanpa
subsidi dari pemerintah adalah sebesar
Rp2.306,28 /KWh turun 26,34%
Penentuan harga jual daerah Kalimantan Timur dapat di tentukan dengan rumus :
BPPbaru×lama HJ.Total
lamaor HJ.Persekt=barupersektor HJ.
No. DAERAH RT Ind Bisnis Sosial Pem. Publik Total
1. Kaltim 579,26 691,61 901,21 603,73 922,29 636,64 682,12
2. Jawa 587,60 629,10 862,48 579,75 800,44 660,70 650,39
3. Luar Jawa 584,83 643,02 837,98 585,30 913,83 611,77 664,884. Indonesia 588,01 622,04 850,56 580,89 847,15 665,11 653,00
UU No. 5 Th. 1985
Harga jual lama dengan subsidi
Sektor BPP
LamaHarga jualLama Tanpa
Subsidi
UU No. 30 Th. 2009
Harga Jual Tanpa Subsidi
BPPBaru Harga Jual
Rumah Tangga
3.131,05
2.658,90
2.306,28
1.958,50Industri 3.174,61 2.338,36Bisnis 4.136,71 3.047,03Sosial 2.771,23 2.041,24Pemerintah 4.233,47 3.118,31P Jalan 2.922,29 2.152,51Total 3.131,05 2.306,28
•Analisa proyeksi kebutuhan energi listrik didapat di Kalimantan Timur pada
tahun 2025 akan mencapai 3.032,30 - 3.944,79 Gwh. Sehingga Kalimantan
Timur perlu terus membangun pembangkit listrik dengan kapasitas sebanding
dengan tingkat pertumbuhan kebutuhan energi listriknya.
Propinsi Kalimanatn Timur, sekarang mengalami defisit energi listrik dan Defisit akan
berhenti setelah tahun 2012 dengan beroprasinya bebrapa Pembangkit termasuk PLTU
Kariangau 2x100 MW.
Harga BPP baru propinsi Kalimantan timur setelah dibangunnya PLTU
kariangau adalah sebesar Rp 2.306,28 /KWh turun 26,34 % dari Haraga BPP
awal. Hal ini mempengaruhi harga jual listrik per sektor di Kalimantan Timur
jika tanpa susidi yaitu :
PLTU Kariangau menambah energi sebesar 48,25% terhadap kemampuan daya
kalimantan timur, 281% terhadap balikpapan , dan menambah 54,6% terhadap
daya mampu sistem mahakam
PLTU Kariangau tidak akan mengalami kesulitan dalam hal penyediaan
batubara selama proses operasinya, hanya memakai 0,062 % dari cadangan
batubara Kalimantan Timur.