Studi pembangunan pltp cangar 2 x55 mw di kabupaten malang jawa timur dan rencana pembangunan unit 1

  • 348 views
Uploaded on

Studi kelayakan PLTP Cangar

Studi kelayakan PLTP Cangar

More in: Technology
  • Full Name Full Name Comment goes here.
    Are you sure you want to
    Your message goes here
    Be the first to comment
No Downloads

Views

Total Views
348
On Slideshare
0
From Embeds
0
Number of Embeds
0

Actions

Shares
Downloads
33
Comments
0
Likes
1

Embeds 0

No embeds

Report content

Flagged as inappropriate Flag as inappropriate
Flag as inappropriate

Select your reason for flagging this presentation as inappropriate.

Cancel
    No notes for slide

Transcript

  • 1. STUDI PEMBANGUNAN PLTP CANGAR 2X55 MW DI KABUPATEN MALANG JAWA TIMUR Selly Riansyah1, Ir. Ali Mokhtar, MT2 Jurusan Teknik Mesin, Fakultas Teknik Universitas Muhammadiyah Malang Kampus 3 Jalan RayaTlogomas, Malang – 65144 Saat ini pemerintah tengah menggalakan Abstrak energi geotermal sebagai pengganti energi Untuk meningkatkan kemakmuran rakyat fosil untuk pembangkit tenaga listrik. Salah melalui harga listrik yang ekonomis serta satu daerah prospek tersebut berada dalam implementasi dari visi kelistrikan Indonesia wilayah Malang Raya yaitu : Kabupaten tahun 2020 yaitu “peringatan 75 tahun Malang dan Kota Batu kemerdekaan dengan mewujudkan rasio kelistrikan mencapai 100%” adalah salah satu Data pada tahun 2012 terdapat 3 daerah alasan mengapa dibangunnya pembangkit baru prospek yaitu daerah Cangar (Cadangan 110 di beberapa wilayah di Indonesia. Mwe), G. Arjuna – Welirang (cadangan 130 Mwe), dan Songgoriti – Kawi (Sumberdaya 25 Dari catatan PLN sepanjang 2012, BBM Mwe). Sejalan dengan itu pertumbuhan yang digunakan sebanyak 8,21 KL, batubara penduduk khususnya di Kabupaten Malang sebanyak 46,1 juta ton dan gas sebear 0,41 terus meningkat, seiring dengan meningkatnya TCF. Dengan pembahasan PLTP Cangar maka kebutuhan energi pemerintah harus segera diharapkan dapat memberikan sumbangan merencanakan pembangkit geothermal di pemikiran dan informasi tentang kondisi kedua daerah ini agar pemerintah pusat supply dan demand energi listrik di Jawa-Bali meningkatkan status kedua daerah ini sebagai dapat diantisipasi sejak dini. Diharapkan PLTP daerah WKP (Wilayah Kerja Pertambangan). Cangar dapat menggantikan beberapa kebutuhan listrik distribusi jawa bali yang masih menggunakan bahan bakar fosil. 1.2. Perumusan Masalah Kata kunci : Geothermal, PLTP Cangar 1. PENDAHULUAN 1.1. Latar Belakang Di daerah Malang Raya sendiri dikelilingi oleh Gunung Api. Di daerah timur terdapat G. bromo dan semeru. Sedangkan di Barat dibatasi G. Arjuna dan Welirang. Beberapa gunung berapi tersebut menghasilkan manifestasi panas bumi berupa uap dan air panas. Mata air panas ini kemudian dimanfaatkan sebagai pemandian air panas, salah satu yang terkenal yaitu wisata air panas cangar dan air panas songgoriti. Energi Geotermal di daerah Malang masih hanya dimaksimalkan sebagai daerah wisata, sedangkan untuk pembangkit listrik geotermal belum dikembangkan. Dari uraian tersebut, permasalahan yang timbul sebagai berikut : 1. Bagaimana kondisi eksisting ketenaga listrikan di Kabupaten Malang? 2. Bagaimana peran pemerintah kabupaten, provinsi dan pusat dalam pembangunan PLTP ini ? 3. Bagaimana peranan pembangunan PLTP Cangar 2x55 MW dalam mensuplai kebutuhan listrik di Kabupaten Malang (distribusi JawaBali)? 4. Bagaimana analisa teknis dan ekonomi pembangunan PLTP Cangar 2x55 MW? 5. Bagaimana dampak lingkungan dari pembangunan PLTP Cangar 2x55 MW?
  • 2. 6. Apakah PLTP Cangar 2x55 MW layak dibangun (investasi)? 1.3. Batasan Masalah 1. Peramalan kebutuhan listrik yang akan di kembangan secara jangka panjang berdasarkan kebutuhan daya yang semakin meningkat 2. Daerah yang dibahas dibatasi hanya PLN wilayah Kabupaten Malang dan kontribusinya terhadap distribusi listrik Jawa-Bali 3. Dari sisi teknis menjelaskan mengenai prinsip kerja PLTP, key plan, P & ID raw water, Steam, Re Injection dan sedikit membahas dampak lingkungan dari dibangunnya PLTP. 1.4. Tujuan Tujuan dari penulisan ini adalah menganalisa kelayakan pembangunan PLTP di Kecamatan Cangar 55 MW di Kabupaten Malang dalam usaha pemenuhan kebutuhan listrik di Jawa-Bali khususnya Kabupaten Malang. Mengingat 23 persen penduduk jawa masih belum medapatkan listrik, terutama di daerah jawa bagian selatan. 1.5. Relevansi Dari hasil pembahasan Pembangunan PLTP Cangar 2x55 MW di Malang ini diharapkan dapat memberikan masukan untuk PLN. Pemerintah daerah ataupun pihak swasta untuk memanfaatkan potensi panas bumi guna mengatasi kebutuhan listrik saat ini dan yang akan dating. Pemanfaatan panas bumi juga dapat mengurangi penggunaan bahan bakar fosil yang penggunaannya masih tinggi. Dari catatan PLN sepanjang 2012, BBM yang digunakan sebanyak 8,21 KL, batubara sebanyak 46,1 juta ton dan gas sebear 0,41 TCF. Dengan pembahasan PLTP Cangar maka diharapkan dapat memberikan sumbangan pemikiran dan informasi tentang kondisi supply dan demand energi listrik di Jawa-Bali dapat diantisipasi sejak dini. 2. TEORI PENUNJANG 2.1. Panas Bumi Arjuno-Welirang Secara singkat panas bumi 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. Listrik 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 sebagaimana didefinisikan dalam Undang-undang Nomor 27 Tahun 2003 tentang 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. Manifestasi panas bumi erat kaitannya dengan struktur berupa rekahan-rekahan batuan, sesar atau bidang kontak antar jenis
  • 3. batuan. Struktur adalah bidang lemah yang mengontrol kelurusan yang terlihat dari atas permukaan. Mempelajari pola sesar dan zona rekahan dapat memandu indikasi daerah suatu reservoir panas bumi. Fluida panas yang mengalir terutama melalui zona rekahan dan sesar berinteraksi dengan batuan sekitar dan memperlihatkan pola kelurusan. Potensi panas bumi yang ada di cangar merupakan manivestasi dari gunung Welirang dimana terdapat pola kelurusan pada batuannya. Gambar 1 : Model konsep prospek panas bumi cangar pada pegunungan ArjunoWelirang. 2.2. Sistem Kerja PLTP Pada dasarnya prinsip kerja PLTP dan PLTU hampir sama yaitu dengan memanfaatkan uap panas untuk memutar turbin. Perut bumi ternyata menyimpan potensi listrik yang sangat besar. Interaksi panas yang dihasilkan magma dan kandungan air diantara lapiran batuan membentuk reservoir uap alami yang dapat digunakan untuk menggerakkan turbin dan membangkitkan listrik dari generator. Dari 50.000 MW potensinya di seluruh dunia, sekitar 40% berada di Indonesia. Tidak berbeda dengan pembangkit listrik lainnya yang bertenaga uap, gas, diesel pembangkit listrik tenaga panas bumi (PLTP) menggunakan tekanan uap air untuk menggerakkan turbin. Hanya saja uap air yang dibutuhkan sudah diperoleh langsung dari perut bumi. Ada tiga macam teknologi pembangkit listrik tenaga panas bumi yaitu dry steam, flash steam, dan binary cycle. 2.2.1. 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. Sisa panas yang datang dari production well dialirkan kembali ke dalam reservoir melalui injection well. 2.2.2. Flash Steam Power Plants Panas bumi yang berupa fluida misalnya air panas alam (hot spring) di atas suhu 1750 C dapat digunakan sebagai sumber pembangkit Flash Steam Power Plants. Fluida panas tersebut dialir-kan kedalam tangki flash yang tekanannya lebih rendah sehingga terjadi uap panas secara cepat. Uap panas yang disebut dengan flash inilah yang menggerakkan turbin untuk meng-aktifkan generator yang kemudian menghasilkan listrik. Sisa panas yang tidak terpakai masuk kembali ke dalam reservoir melalui injection well. 2.2.3. Binary Cycle Power Plants (BCPP) Pada BCPP air panas atau uap panas yang berasal dari sumur produksi (production well) tidak pernah menyentuh turbin. Air panas bumi digunakan untuk memanaskan apa yang disebut dengan fluida kerja pada heat exchanger. Fluida kerja kemudian menjadi panas dan menghasilkan uap berupa flash. Uap yang dihasilkan di heat exchanger tadi lalu dialirkan untuk memutar turbin dan selanjutnya menggerakkan genera-tor untuk menghasilkan sumber daya listrik. Uap panas yang dihasilkan di heat exchanger inilah yang disebut sebagai secondary (binary) fluid. Sisa panas yang tidak terpakai masuk kembali ke reservoir melalui injection well. Binary Cycle Power Plants ini sebetulnya merupakan sistem tertutup. Jadi tidak ada yang dilepas ke atmosfer. Dry Steam Power Plants 2.3. Biaya Pembangkitan Tenaga Listrik
  • 4. Biaya pembangkitan total tanpa biaya eksternal merupakan penjumlahan dari biaya modal, biaya bahan bakar, biaya operasional dan perawatan, serta biaya lingkungan. Biaya Pembangkitan = biaya modal + biaya bahan bakar + biaya M & O + biaya lingkungan Sedangkan untuk harga jual energi listriknya, Harga jual = biaya pembagkitan + biaya transmisi + pajak prosen + keuntungan prosen 2.3.1. Biaya modal (capital cost) Biaya modal pertahun adalah biaya investasi pembangunan pembangkit tenaga listrik yang dipengaruhi oleh faktor suku bunga dengan faktor penyusutan 2.4. Metode Peramalan Kebutuhan Listrik Peramalan kebutuhan listrik adalah untuk mengetahui akan kebutuhan listrik di tahun yang akan dating dapat dilakukan dengan berbagai cara antara lain dengan metode regresi dan metode DKL 3.01. 2.4.1. Metode Regresi Dalam Metode Regresi Linier Berganda diperlukan faktor/parameter yang akan dijadikan acuan dalam perhitungan. Dalam peramalan kebutuhan energi listrik parameterparameter yang dipakai adalh sebagai berikut : 1. Jumlah penduduk (X1) 2. Jumlah konsumsi (X2) 3. Produk Domestik Regional Bruto (X3) 4. Jumlah industri (X4) 5. Energi listrik terjual (Y) 2.3.2. Biaya bahan bakar (fuel cost) Biaya operasi ini merupakan biaya yang hanya dikeluarkan apabila pusat pembangkit dioperasikan untuk membangkitkan tenaga listrik. Biaya operasi inimerupakan biaya pembelian uap panas bumi dan minyak pelumas Data tersebut dapat dinyatakan dalam matrik dengan menggunakan rumus 2.3.3. ..................................(2.2) Biaya operasional 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. 2.3.4. 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. Y = X + ..............................................(2.1) Nilai e dicari melalui persamaan Matriks Y akan dapat dihitung dengan memasukkan nilai pada persamaan 2.2. Yi = 0 + .......(2.3) 2.4.2. 1x1i + 2x2i +.....+ kxki Metode DKL 3.01 Metode DKL 3 merupakan metode menghitung peramalan kebutuhan listrik tiap pelanggan dengan memperhitungkan rasio elektrifikasi tiap pelanggan. Metode tersebut paling banyak digunakan oleh PLN. 2.4.2.1. Sektor Rumah Tangga
  • 5. Untuk menghitung peramalan kebutuhan energi listrik sektor rumah tangga maka dipergunakan beberapa persamaan berikut ini: Gt = tingkat pertumbuhan konsumsi energi listrik pelanggan rumah tangga pada tahun t (%) ......................................(2.4) KSt = konsumsi spesifik pelanggan rumah tangga baru tahun t (Wh). dimana : Pt = jumlah penduduk pada tahun t (jiwa) Pt-1 = jumlah penduduk pada tahun t-1 (jiwa) It = tingkat pertumbuhan penduduk (%) pada tahun t 2.4.2.2. Sektor Komersil Untuk menghitung peramalan kebutuhan energi listrik sektor komersil maka dipergunakan beberapa persamaam berikut ini: ....................................(2.8) dimana : ………….....................(2.5) dimana : Pel.Rt = jumlah pelanggan rumah tangga pada tahun t (jiwa) REt = rasio elektrifikasi pada tahun t (%) Ht = jumlah rumah tangga pada tahun t …………….…...(2.6) dimana: Pel.R = penambahan pelanggan rumah tangga baru pada tahun t (jiwa) Pel.Rt (jiwa) = jumlah pelanggan pada tahun t Pel.Rt-1 = jumlah pelanggan pada tahun t-1 (jiwa) Pel.Kt =jumlah pelanggan komersil pada tahun t (jiwa) RPK = rasio pelanggan komersil (%) Pel.Rt = jumlah pelanggan rumah tangga pada tahun t (jiwa) ......................................(2.9) dimana : EKt = konsumsi energi listrik pelanggan komersil tahun t (jiwa) EKt-1=konsumsi energi listrik komersil tahun t-1 (Wh) pelanggan Gt =tingkat pertumbuhan konsumsi energi listrik pelanggan komersil pada tahun t (%). 2.4.2.3. Sektor Publik ........(2.7) dimana : ERt = konsumsi energi listrik pelanggan rumah tangga tahun t (jiwa) ERt-1 = konsumsi energi listrik pelanggan rumah tangga tahun t-1 (jiwa) Untuk menghitung peramalan kebutuhan energi listrik sector publik maka dipergunakan beberapa persamaan berikut ini: ....................................(2.10) Dimana : Pel.Pt = jumlah pelanggan publik pada tahun t RPP = rasio pelanggan publik (%)
  • 6. Pel.Rt pada = jumlah pelanggan rumah tangga tahun t (jiwa) ..................................(2.11) dimana : EPt = konsumsi energi listrik pelanggan publik tahun t (Wh) EPt-1 = konsumsi energi listrik pelanggan publik tahun t-1 (Wh) Gt = tingkat pertumbuhan konsumsi energi listrik pelanggan publik pada tahun t (%) 2.4.2.4. Sektor Industri Untuk menghitung peramalan kebutuhan energi listrik sektor industri maka dipergunakan beberapa persamaan berikut ini: ................................(2.12) dimana : Pel.It = jumlah pelanggan industri pada tahun t Pel.It-1 = jumlah pelanggan industri pada tahun t-1 Gt = pertumbuhan PDRB sektor industri (%) metode penilaian proyek investasi, yaitu : 2.5.1. Net Present Value (NPV) NPV adalah nilai sekarang dari keseluruhan Discounted Cash Flow atau gambaran ongkos total atau pendapatan total proyek dilihat dengan nilai sekarang (nilai pada awal proyek). Secara matematik rumus NPV dapat ditulis sebagai berikut : ..............................(2.14) dimana : k = Discount rate yang digunakan COF = Cash ou tflow/Investasi CIFt = Cash in flow pada periode t N = Periode terakhir cash flow diharapkan 2.5.2. Return of Investment (ROI) ROI adalah laba atas investasi. ROI adalah rasio uang yang diperoleh atau hilang pada suatu investasi, relatif terhadap jumlah uang yang diinvestasikan. ROI dapat dirumuskan dengan persamaan: ......................(2.16) ..................................(2.13) .................................(2.17) Dimana: dimana : e1 = elastisitas pelanggan terhadap sektor industri (%) EIt = konsumsi energi listrik pelanggan industri tahun t (Wh) EIt-1= konsumsi energi listrik pelanggan industri tahun t-1 (Wh) 2.5. Analisa Ekonomi Sebelum suatu proyek dilaksanakan perlu dilakukan analisa dari investasi tersebut sehingga akan diketahui kelayakan suatu proyek dilihat dari sisi ekonomi investasi. Ada beberapa 2.5.3. Benefit-Cost Ratio (BCR) Benefit-Cost Ratio adalah rasio perbandingan antara pemasukan total sepanjang waktu operasi pembangkit dengan biaya investasi awal. Dirumuskan dalam persamaan:
  • 7. ....................................(2.18) 2.5.4. Payback Period (PP) Payback Period adalah lama waktu yang diperlukan untuk mengembalikan dana investasi. Dirumuskan dalam persamaan: ......................................(2.19) dimana: Investment Cost = Biaya Investasi Annual CIF = Pemasukan per tahun Investasi yang ideal adalah investasi dengan payback periode terpendek. 3. Jawa Timur dan Kabupaten Malang Jawa Timur adalah sebuah provinsi di bagian timur Pulau Jawa, Indonesia. Ibukota terletak di Surabaya. Luas wilayahnya 47.922 km², dan jumlah penduduknya 37.476.757 jiwa (2010). Jawa Timur memiliki wilayah terluas di antara 6 provinsi di Pulau Jawa, dan memiliki jumlah penduduk terbanyak kedua di Indonesia setelah Jawa Barat. Jawa Timur berbatasan dengan Laut Jawa di utara, Selat Bali di timur, Samudra Hindia di selatan, serta Provinsi Jawa Tengah di barat. Wilayah Jawa Timur juga meliputi Pulau Madura, Pulau Bawean, Pulau Kangean serta sejumlah pulaupulau kecil di Laut Jawa dan Samudera Hindia(Pulau Sempu dan Nusa Barung). Jawa Timur dikenal sebagai pusat Kawasan Timur Indonesia, dan memiliki signifikansi perekonomian yang cukup tinggi, yakni berkontribusi 14,85% terhadap Produk Domestik Bruto nasional. Kabupaten Malang adalah sebuah kabupaten di Provinsi Jawa Timur, Indonesia. Berdasarkan Peraturan Pemerintah Nomor 18 Tahun 2008, Kota Kepanjen ditetapkan sebagai ibukota Kabupaten Malang yang baru. Kota Kepanjen saat ini sedang berbenah diri agar nantinya layak sebagai ibu kota kabupaten. Kabupaten ini berbatasan langsung dengan Kabupaten Jombang, Kabupaten Mojokerto, Kota Batu, dan Kabupaten Pasuruan di utara, Kabupaten Lumajang di timur, Samudra Hindia di selatan, serta Kabupaten Blitar dan Kabupaten Kediri di barat. 3.1. Kondisi Kelistrikan Jawa Timur Besarnya kebutuhan masyarakat akan listrik di daerah Jawa Timur, yang mencapai 7.695,87 MW, ternyata tidak diimbangi dengan ketersediaan pasokan listrik oleh PLN distribusi jawa timur, yang hanya mampu memasok daya sebesar 11.800 kW. Dari data tersebut, PLN Distribusi Jawa Timur mengalami defisit yang cukup besar. Oleh karena itu kebutuhan daya listrik dipasok dari pihak swasta.
  • 8. Bahkan defisit daya listrik PLN untuk kawasan Jawa-Bali mencapai 600 sampai 2.000 MW. Defisit daya listrik tersebut disebabkan pertumbuhan beban yang cukup meningkat akibat pelanggan rumah tangga dan industri yang beralih ke PLN sehubungan dengan naiknya harga BBM. Selain itu, memasuki musim kemarau saat ini, ketersedian air di waduk besar seperti Saguling dan Cirata terbatas. Sehingga mesin pembangkit tidak bisa beroperasi pada beban penuh selama 24 jam. Akhirnya, PLTA hanya dioperasikan di malam hari. Tabel Perkembangan Daya Tersambung (MVA) Menurut Area Distribusi Jawa Timur Untuk mengatasi defisit daya listrik, PLN melakukan pengaturan kebutuhan pasokan dan pengamanan ketersediaan pasokan listrik. Dari sisi konsumen PLN melakukan pengaturan daya, dengan mengimbau masyarakat terutama industri untuk mengurangi pemakaian listrik. Tidak hanya itu saja, termasuk imbauan ke Pemda untuk mengurangi PJU dan lampulampu reklame. Sedangkan di sisi pasokan, PLN mempercepat pemeliharaan pembangkit dan security of supply dengan menjaga keamanan pasokan batu bara dan BBM. 4. Analisa Data Penyebab defisit lainnya adanya pemeliharaan pembangkit yang jadwalnya dilakukan tahun 2009 dipercepat tahun ini. Sebab tahun 2009 memasuki jadwal Pemilu Presiden. Defisit daya juga dikarenakan kejadian insidentil, seperti krisis suplai batu bara ke PLTA Cilacap. Tabel Perkembangan Listrik Terjual (MWh) Menurut Area Distribusi Jawa Timur
  • 9. Kondisi Eksisting dan Ketenaga Listrikan Propinsi Jawa Timur Analisa Ketersediaan Energi dan Ketenagalistrikan Propinsi Jawa Timur Analisa Pertumbuhan Ekonomi Makro Propinsi Jawa TImur Analisa Peramalan Konsumsi Energi Listrik Propinsi Jawa Timur Analisa Teknis dan Ekonomi Pembangunan PLTP Cangar 2x55 MW Potensi Energi dan Ketenaga Listrikan dari Tinjauan Kondisi Nasional, Jawa-Bali 4.1. Analisa Ketesediaan Panasbumi Cangar Temperatur reservoir berkisar antara 190 sampai 230 °C, dan ini diketahui dari kandungan NA-K-Ca pada air geothermometer. Estimasi temperature ini akan lebih tinggi jika terdapat data gas. Reservoir dimungkinkan terdiri dari seperempat batuan vulkanik sebagai sebuah hasil dari hubungan stratigraphic berdasarkan pada lithology permukaan. Kandungan sulfur yang tinggi mengindikasikan cairan pada reservoir bersifat asam yang dihasilkan dari magma aktif. 4.2. Kebutuhan Energi Listrik Jawa Timur (Distribusi Jawa-Bali) Analisa Hubungan Energi dan Ketenagalistrikan denga IPM Dampak Lingkungan Pembangunan PLTP Cangar 2x55 MW Dampak Lingkungan Pembangunan PLTP Cangar 2x55 MW Gambar 4.1 Analisis Bab 4 Jika kita urai tentang pola kelistrikan yang kita miliki saat ini, bahwa beberapa sistem pembangkit kita masih menggunakan bahan bakar fosil (Batubara). Dalam waktu yang bersamaan pembangunan sistem ketenagalistrikan sedang dibangun di Kalimantan dimana diversivikasi bahan bakar minyak ke batu bara. Sebagian sudah menggunakan PLTA dan beberapa PLTP sedang dikerjakan yang sesuai jadwal akan selesai pada tahun 2014. Berdasarkan data listrik nasional sekitar 29,3 GW daya terpasang 86% atau sekitar 25,3 GW masih berasal dari pembangkit tenaga fosil dan hanya 3.94 GW yang memakai energi terbarukan. Pembangunan PLTP dimaksudkan untuk mengurangi penggunaan bahan bakar fosil, sehingga bahan bakar fosil dapat di hemat untuk kebutuhan mendatang dn kebutuhan untuk pembangkit di luar pulau jawa yang mulai beralih dari penggunaan bahan bakar minyak. Kebutuhan listrik di Jamali terdiri dari Distribusi Bali, Distribusi Jawa Timur, Distribusi Jawa Tengah-Jogya, Distribusi Jawa Barat-Banten dan Distribusi Jawa BaratTangerang. Total kebutuhan listrik dari 5 wilayah distribusi tersebut jauh lebih tinggi dibandingkan dengan kebutuhan listrik pada wilayah lainnya di Indonesia, yaitu sekitar 80% dari total kebutuhan listrik nasional pada tahun 2003. Hal ini sangat beralasan mengingat Jamali merupakan pusat dari segala kegiatan, namun pemakaian listriknya masih tergolong kurang efisien. Pada tahun 2003, total kebutuhan listrik di Jamali sebesar 69,96 TWh dan selama kurun waktu 17 tahun (2003-2020) diperkirakan tumbuh sebesar 6% per tahun sedikit lebih rendah dari rata-rata Indonesia, sehingga pada tahun 2020 total kebutuhan listrik di Jamali menjadi 203,19 TWh. Peningkatan pertumbuhan kebutuhan listrik terbesar di Jamali berasal dari sektor rumah tangga, hal tersebut dipicu dengan membaiknya perekonomian di Jawa, walaupun laju pertumbuhan kebutuhan listrik sektor rumah tangga tersebut sudah mempertimbangkan efisiensi penggunaan listrik dan kenaikan tarif. Sekitar sepertiga dari total kebutuhan listrik Jamali berasal dari Distribusi Jawa Barat dan
  • 10. Banten, mengingat pusat industri besar berada di wilayah ini. Besarnya proyeksi kebutuhan listrik di Jamali dari tahun 2003 s.d. 2020 ditunjukkan pada Grafik 1, sedangkan pangsa kebutuhan listrik per distribusi di wilayah Jamali ditunjukkan pada Grafik 3. Dari Grafik 2 nampak bahwa kebutuhan listrik di Jawa didominasi oleh sektor industri, disusul sektor rumah tangga, usaha, dan umum. Gambar 4.2 Flow diagram metode peramalan kebutuhan energi listrik 4.2.1. Analisa Perkiraan Kebutuhan Energi Listrik dengan Metode Regresi Dengan menggunakan analisa regresi didapatkan jumlah kebutuhan energi listrik Jawa dimana Malang masuk dalam jalur distribusi Jawa-Bali. Grafik 1 : Proyeksi Kebutuhan Listrik di Jawa Per Sekor Tahun 2003 s.d. 2020 4.2.2. Analisa Perkiraan Kebutuhan Energi Listrik menggunakan Metode DKL 3.0 Metode DKL adalah metode untuk meramalkan kebutuhan tenaga listrik secara sektoral atau per kelompok konsumen . Dimana metodologi yang di gunakan metode ini adalah menggabungkan antara kecenderungan ekonometri dan analitis. Parameter-parameter yang yang digunakan sebagai pendekatan untuk menghitung kebutuhan listrik adalah sebagai berikut: • Pelanggan Rumah Tangga • Pelanggan Bisnis • Pelanggan Industri • Pelanggan Sosial. Sehingga dari parameter-parameter tersebut dapat untuk mencari konsumsi energi per kelompok pelanggan sehinggga total dari energi konsumsi tiap-tiap sektor di dapatkan energi konsumsi total. Di harapkan dengan peramalan ini diketahui energi konsumsi yang natinya dapat memprediksi kapasitas pembangkit yang akan di bangun serta mempermudah untuk penjadwalan pembangkit. Metode DKL 3.01 ini menggunakan pendekatan yang memadukan analisa data statistik penjualan tenaga listrik dan pertumbuhan ekonomi yang dipresentasikan dengan Product Domestic Regional Brutto (PDRB). Tabel Total Peramalan Kebutuhan Energi Listrik Propinsi Jawa Timur 4.5. Analisa PLTP Cangar 4.5.1. Aspek Teknis Tata letak komponen PLTP Cangar 2x55 MW yaitu : 1. Administration Building 2. Water Utility
  • 11. 3. Raw Water Tank 1200 m3 4. Treated Water Tank 500 m3 5. Guard House 6. Workshop & Ware House 7. Generator Transformer 8. Power House 9. Gas Extraction System 10. Condenser Installation Area 11. Cooling Tower Gambar 4.4 : Skema perjalanan uap 12. Rock Muffler 13. Re-Injection Pump House 14. Condensate Drain Pond 15. Car Parking 16. Atmospheric Flash Tank 17. Transmission Tower 18. Demister 19. 150KV Gantry Gambar 4.4 Tata Letak PLTP Adapun rencana tata letak komponen PLTP Cangar 2x55 MW terlihat pada gambar 4.4. sedangkan titik-titik sumur uap (steam well) dan sumur injeksi (reinjection well) belum ada karena belum ada kegiatan explorasi di projek cangar. Serta belum di dapatkan sumber raw water di daerah tersebut. Tetapi menurut data kementrian ESDM ada banyak sumber air di daerah tersebut. P & ID secara umum dapat dilihat pada beberapa gambar dibawah ini. Gambar 4.5 Urutan perjalanan uap PLTP Cangar Dari uap yang menggerakan turbin akan menghasilkan keluaran listrik pada generator sebesar 55 MW. Sebagian listrik akan digunakan pada sistem Power Plan meliputi pompa, penerangan dan equipment power house. 4.6. Aspek Ekonomi Biaya total pembangkitan energi listrik merupakan penjumlahan dari biaya modal, biaya uap serta biaya operasi dan perawatan. Karenanya dalam perhitungan biaya pembangkitan energi listrik, harus dihitung satu persatu dari ketiga biaya diatas. Perencanaan pembangunan PLTP Cangar dengan kapasitas total 110 MW, diasumsikan dengan capacity factor / faktor kapasitas 85 %. Indicative Cost untuk pembangunan PLTP adalah 1. Identification & Bidding (3-6 bulan) = ≤ $1 M 2. Exploration (1-2 tahun) = ≤ $40 M
  • 12. 3. Development (3-4 tahun) = ≤ $400 M Total waktu yang dibutuhkan adalah 16 tahun sampai dengan pengoperasian PLTP dengan life time antara 30-40 tahun dengan perawatan berkala. Tabel 4.6 Biaya Pembangkitan Energi Listrik PLTP Cangar Perhitungan Biaya Pembangkitan (US$/KW) Umur Operasi (Th) Kapasitas (KW) Biaya uap (US$/kWh) Biaya . O & M (cent$/kWh) Biaya Modal (US$/kWh) Total Cost (US$/kWh) Suku Bunga 6% 8% 4009.09 4009.09 30 30 110000 110000 0.489 0.489 0.0058 0.0058 66.81 66.81 0.0494 0.0494 4.6.1. Analisa Harga Jual PLTP Cangar (Pricing) Harga jual listrik sebuah PLTP didapatkan dari tiga faktor modal yaitu 1. Natural Resources 2. Financial Term Condition 3. Technical Term Condition Harga jual listrik PLTP Cangar yaitu sebesar 4.94 cent US$/kWh atau RP 568.8,00 (kurs 11.515 / dolar us). Harga t 4.6.2. Analisa Kelayakan Investasi Untuk menghitung semua variable dalam analisa ekonomi, terlebih dahulu dihitung total energi output PLTP Cangar dalam 1 tahun. Diasumsikan faktor kapasitas (CF) pembangkit sebesar 0.85 dan semua energi tersebut terpakai sepanjang tahun. KWHoutput = Daya Terpasang x Faktor Kapasitas x 8760 = 110 x 0,85 x 8760 = 702.051.430 kWh/tahun Jumlah pendapatan pertahun / cash inflow (CIF) dapat dihitung dari KWHoutput dan selisih Biaya Pokok Penyediaan (BPP) dengan biaya pembangkitan (BP) atau dengan kata lain keuntungan penjualan (KP). Pembangkit ini direncanakan akan dihubungkan dengan saluran tinggi 150 KV. Untuk suku bunga 6% keuntungan penjualan yang didapat selama 30 tahun yaitu sebesar 4.6.2.1. Net Present Value Metode Net Present Value (NPV) ini menghitung jumlah nilai sekarang dengan menggunakan Discount Rate tertentu dan kemudian membandingkannya dengan investasi awal (Initial Invesment). Selisih disebut NPV. Apabila NPV tersebut positif, maka usulan investasi diterima, dan apabila negatif ditolak. 4.6.2.2. Return On Invesment Return On Invesment adalah kemampuan pembangkit untuk mengenbalikan dana investasi dalam meghasilkan tingkat keuntungan yang digunakan untuk menutup investasi yang dikeluarkan. Dengan mengolah data-data yang telah diketahui maka didapatkan ROI PLTP Cangar untuk suku bunga 6% dan cash in Rp. 423.286.464.587.04 / tahun sedangkan untuk suku bunga 9% medapat cash flow per tahun sebesar 435.266.270.188.56 / tahun. 4.6.2.3. Benefit-Cost Ratio (BCR) Benefit-Cost Ratio adalah rasio perbandingan antara pemasukan total sepanjang waktu operasi pembangkit dengan investasi awal. Dengan mengolah data-data yang telah diketahui maka didapatkan BCR PLTP Cangar untuk suku bunga 6% mengalami kenaikan sekitar 12% tiap tahunnya dan nilai BCR setelah pembangkit beroperasi selama 30 tahun adalah 2166% sedangkan unutk suku bunga 9% BCR mengalami kenaikan sebesar
  • 13. 12% tiap tahunnya dan nilai BCR selama 30 tahun yaitu 2160%. 4.6.2.4. Payback Period Payback Periode adalah lama waktu yang dibutuhkan agar nilai investasi yang diinvestasikan dapat kembali dengan utuh. Setelah mengolah data-data yang diketahui maka lama waktu Payback Periode dengan suku bunga 6% adalah 8.1 tahun dan dengan sukubunga 9% adalah 8.4 tahun. 4.6.2.5. Analisa perhitungan BPP setelah pembangunan PLTU Perhitungan biaya pokok penyediaan tenaga listrik (BPP) setelah pengoperasian PLTP Cangar 110 MW ini diharapkan mengalami penurunan harga dimana saar ini BPP untuk tingkat Tegangan Tinggi (TT) sistem Jawa-Bali TDL paling tinggi yaitu Rp. 1300/KWh. 4.7. Aspek Sosial Propinsi Kalimantan Timur berada pada posisi ke-2 tingkat IPM dari 33 propinsi yang ada di Indonesia. Nilai IPMnya sebesar 74,5% dan reduksi Shorfallnya sebesar 1,92. Nilai IPM Kalimantan Timur lebih besar dari nilai IPM Indonesia. IPM dan Shortfall dipengaruhi oleh 3 index, yaitu index angka harapan hidup, angka melek huruf dan index pendapatan sektor riil yang telah disesuaikan. Pembangunan dan pengoperasian PLTU Tanah Grogot dapat menambah pasokan listrik Kalimantan Timur. Hal ini menyebabkan pemadaman bergilir dapat terhindarkan sehingga pekerjaan penduduk Kalimantan Timur dapat menggunakan energi listrik dengan tenang, siswa-siswi dapat belajar dengan tenang pada malam hari, proses penerimaan informasi kesehatan , makanan bergizi dan sebagainya melalui alat elektronik dapat terjadi, Industri bekerja tanpa gangguan pemadaman sehingga terjadi peningkatan kesejahteraan penduduk dan peningkatan PDRB. Hal ini berujung pada kenaikan IPM dan reduksi shortfall. 4.8. Aspek Lingkungan Prakiraan dampak penting dalam pembangunan PLTP Cangar ini. Upaya pemantauan lingkungan untuk kegiatan pembangunan PLTP ini prakiraan dampak yang terjadi akan di tinjau dalam 4 (empat) tahapan : 1. Tahap pengeboran sumur (drilling wells) 2. Tahap Konstruksi 3. Tahap Operasional 4. Tahap Pasca Operasi Pengelompokan yang baik dan benar dengan memperhatikan perubahan lingkungan dan sumber dampak yang terjadi, akan dapat merendam dan menekan dampak negatif yang mungkin terjadi bahkan mungkin dapat merubah berbalik menjadi positif. Secara umum Upaya Pengelolaan Lingkungan ini adalah pengelolaan rencana kegiatan yang akan membuat pengaruh (dampak) terhadap lingkungan, mulai dari tahap kegiatan Pengeboran/Explorasi, konstruksi dan pasca konstruksi sehingga dampak yang terjadi dapat ditekan seminimal mungkin. PLTP menggunakan steam yang berasal dari batuan mineral di dalam tanah dimana steam yang keluar dari sumur membawa mineral dan noncondensable gas (gas yang tidak dapat terkondensasi). NCG (Non Condensable Gas) mengandung 95% CO2 dan sisanya H2S, CH4, NH3. Rata-rata emisi adalah 122 kg CO2 per MWh. Emisi tersebut dapat dikurangi dengan menggunakan emission-control system pada sistem pembuangan uap. PLTP tidak diharuskan membayar pajak emisi karbon karena emisi yang dihasilkan dibawah base line Potential Carbon Credit dari Protokol Kyoto.
  • 14. 4.9. Rencana Pengembangan Ketenaga listrikan Untuk menghadapi kondisi energi yang sedemikian rupa, maka perlu ditetapkanlah strategi pengoperasian sistem agar dapat memenuhi kualitas pasokan sekalipun dalam kondisi kurang baik. Strategi operasi sistem Jawa-Bali didasarkan atas rencana kerja, karakteristik sistem dan daerah krisisnya, karakteristik pembangkitan dan pendukung sistem interkoneksinya, rencana pemeliharaan tahunan setiap unit pembangkit dan neraca energi. Berdasarkan dasar tersebut dibuatlah beberapa strategi operasi, berupa strategi pembebanan pembangkit dan strategi pengaturan tegangan. 5. PENUTUP 5.1. KESIMPULAN Dari hasil pembahasan dan analisa, dapat disimpulkan beberapa hal sebagai berikut: 1. Distribusi Jawa Bali mengalami surplus energi sebesar 1.378 MW. Dimana 86% dari daya terpasang masih berasal dari pembangkit tenaga fosil. 2. Jika projek PLTP Cangar ini dimulai pada tahun 2017 maka sesuai dengan pertumbuhan kebutuhan enegi JawaBali, mengingat waktu yang dibutuhkan mulai dari survey sampai operasi sekitar 16 tahun. 3. PLTP menghasilkan emisi karbon yang sangat kecil dibandingkan pembangkit lain dan diharapkan dijadikan pengganti pembangkit listrik fosil yang menghasilkan emisi tinggi. 4. Biaya pembangkitan PLTP terhitung besar sehingga diharapkan kerjasama oleh pemerintah pusat dan daerah untuk memulai proyek ini. 5.2. SARAN Berkaitan dengan pembahasan Tugas Makalah Kuliah Sistem Konversi Energi ini ada beberapa saran yang perlu diperhatikan yaitu: 1. Penambahan daya pada jaringan listrik Jawa-Bali diharapkan diiringi oleh pembangunan insfrastruktur Gantry (Jaringan Listrik) ke daerah-daerah pelosok mengingat masih 23% penduduk jawa masih belum mendapatkan jaringan listrik PLN. 2. Pembangunan PLTP diharapkan akan melepaskan ketergantungan terhadap bahan bakar fosil. Diperlukan pembangkit-pembangkit baru karena efisiensi pembangkit yang sudah tua akan semakin kecil, sehingga daya mamounya semakin lama semakin turun. 3. Segera dibangun pembangkit tenaga panas bumi lain, mengingat kementrian ESDM sudah menerbitkan KEMEN 2903 K/30/MEM/2013 yang menederkan survey awal kepada PT Hitay Renewable Energy untuk melakukan survey awal. 4. Diharapkan kepada penerus bangsa agar dapat bersaing dalam mengembangkan Negara ini, sehingga pembangunan PLTP sepenuhnya dapat dikerjakan oleh bangsa Indonesia. Mengingat saat ini 70% pembangunan PLTP dikerjakan oleh perusahaan asing dan konsorsium asing sebagai pemegang tender PLTP.