analisis komparasi ekonomi pltn dan pltu · pdf fileanalisis komparasi ekonomi pltn dan pltu...
TRANSCRIPT
Prosiding Seminar Nasional Pengembangan Energi Nuklir IV, 2011
Pusat Pengembangan Energi Nuklir
Badan Tenaga Nuklir Nasional
ISSN 1979-1208 206
ANALISIS KOMPARASI EKONOMI PLTN DAN PLTU
BATUBARA UNTUK BANGKA BELITUNG
Mochamad Nasrullah
Pusat Pengembangan Energi Nuklir (PPEN)-BATAN
Jl. Kuningan Barat, Mampang Prapatan, Jakarta 12710
Telp/Fax : (021)5204243 Email: [email protected]
ABSTRAK ANALISIS KOMPARASI EKONOMI PLTN DAN PLTU BATUBARA UNTUK BANGKA
BELITUNG. Perhitungan ekonomi sangat diperlukan untuk mengetahui obyektifitas dari biaya
pembangkit listrik. Model perhitungan yang digunakan dalam menghitung keekonomian pembangkit
listrik adalah model yang dikeluarkan oleh IAEA (International Atomic Energy Agency) dalam
bentuk spreadsheet yaitu model Mini G4Econs yang dirilis tahun 2008. Model ini digunakan untuk
menghitung biaya investasi, biaya bahan bakar, operasional dan perawatan. Kajian tentang analisis
komparasi ekonomi akan difokuskan pada PLTN dan PLTN batubara. Reaktor nuklir ukuran besar
merupakan salah satu solusi dalam mengatasi permasalahan pasokan listrik di Indonesia. Oleh karena
itu kajian tekno ekonomi sangat penting dilakukan. Penelitian ini mengidentifikasi data dan
parameter baik teknis maupun ekonomi dari PLTN yang berkaitan dengan produksi listrik. Prosedur
penelitian ini menggunakan cara mengumpulkan data, survey, studi banding yaitu dengan
membandingkan biaya pembangkitan listrik PLTN dengan PLTU batubara. Hasil kajian
menunjukkan biaya pembangkitan listrik PLTN lebih kompetitif. Hal ini menjadi pertimbangan
dalam rencana permbangunan PLTN, guna mengatasi permasalahan energi di Indonesia.
Kata kunci: Biaya Pembangkitan Listrik, PLTN, PLTU batubara
ABSTRACT ECONOMIC ANALYSIS OF COMPARATION ON NUCLEAR POWER PLANT (NPP) AND
COAL POWER PLANT (CPP) FOR BANGKA BELITUNG. Economic calculation are very much
needed to understand the objectivity of generation cost. The models used to calculate the economics of
power plants are Mini-G4Econs, IAEA’s models in spreadsheet form released in 2008. The models
will count for investment cost, fuel cost, operational and maintenance (O&M) cost. The assessment
for economic analysis of comparison will focus on NPP and CPP. NPP for large size are solution to
electricity crisis in Indonesia. Hence, it is very important to conduct this study. This study identify
data and the technical and economic parameters to deal with within this study are related to the
production of electricity. The procedure of this study to collect data, survey, benchmark study are with
the compare generation cost of NPP and CPP capability to produce electricity more competitiveness,
there NPP must be considered to overcome the energy crisis in Indonesia.
Keywords: Generation Cost, NPP, CPP
1. PENDAHULUAN Energi Nuklir adalah sumber energi potensial, berteknologi tinggi, berkeselamatan
handal, ekonomis, dan berwawasan lingkungan, serta merupakan sumber energi alternative
yang layak untuk dipertimbangkan dalam Perencanaan Energi Jangka Panjang bagi
Indonesia guna mendukung pembangunan yang berkelanjutan. Mengingat situasi
penyediaan (supply) energi konvensional termasuk listrik nasional di masa mendatang
semakin tidak seimbang dengan kebutuhannya (demand), maka opsi nuklir dalam
perencanaan sistem energi nasional jangka panjang merupakan suatu solusi yang
Prosiding Seminar Nasional Pengembangan Energi Nuklir IV, 2011
Pusat Pengembangan Energi Nuklir
Badan Tenaga Nuklir Nasional
ISSN 1979-1208 207
diharapkan dapat mengurangi tekanan dalam masalah penyediaan energi khususnya listrik
di Indonesia.
BATAN sebagai Lembaga Pemerintah, berdasarkan Undang-undang No. 10 tahun
1997 tentang Ketenaganukliran, telah dan akan terus bekerja bersama-sama dengan
Lembaga Pemerintah terkait, Lembaga Swadaya Masyarakat, Lembaga dan Masyarakat
Internasional, dalam mempersiapkan pengembangan energi nuklir di Indonesia, khususnya
dalam program persiapan pembangunan PLTN. Salah satu kegiatan yang harus dilakukan
dalam mempersiapkan pengembangan energi nuklir adalah studi aspek ekonomi PLTN.
Studi ini merupakan studi khusus, PLTN yang belum pernah di bangun di Indonesia, maka
diperlukan pengetahuan tentang ketenaganukliran di Indonesia.
Studi bertujuan untuk menghitung biaya pembangkitan listrik PLTN dari berbagai
ukuran dan membandingkan dengan PLTU batubara dengan menggunakan model Mini G4
Econs. Studi dilakukan dengan data sekunder terbaru studi tahun 2010. PLTN 1000 MWe.
Studi ini menggunakan 5 variabel biaya sesaat, yaitu (US$ 1850/kWe), (US$ 2600 /kWe
sebagai base case), (US$ 3000 /kWe), (US$ 4000/kWe), dan (US$ 5000/kWe) tetapi komponen
biaya lainnya sama. Komponen biaya bahan bakar (front-end costs) menggunakan data harga
bulanan tahun 2010, dari nilai rata-rata, sedangkan komponen biaya penanganan bahan
bakar bekas (back-end cost) dimasukkan ke dalam biaya tetap operasi dan perawatan. Upah
tenaga kerja diasumsikan sesuai standar gaji PT PLN (Persero).
Untuk mencapai hasil sebagaimana disebutkan diatas, maka lingkup studi yang akan
dilakukan adalah menghitung harga listrik PLTN, dan dari PLTU batubara.
2. METODOLOGI 2.1 Perhitungan Harga Listrik Teraras (Levelized Generation Cost)
Harga listrik teraras adalah biaya pembangkitan per kWh yang di-levelized, yang
terdiri dari biaya modal, biaya operasi dan perawatan tetap (fixed operational and maintenance
cost), dan biaya bahan bakar. Harga listrik teraras tidak termasuk biaya transmisi, sehingga
sering disebut juga busbar cost. Perbandingan keekonomian pembangkit tenaga listrik secara
internasional dilakukan dengan konsep harga listrik teraras, yang sering juga disebut
discounted levelized cost. Biaya-biaya tersebut harus ditambah dengan biaya pengelolaan
limbah dan dekomisioning, tanpa memperhitungkan biaya sosial-politik.
Perbandingan harga listrik teraras sulit dilakukan, karena ada banyak faktor-faktor
yang mempengaruhinya, faktor lokasi dan waktu. Tujuan perbandingan harga listrik teraras
adalah untuk membantu pengambil keputusan dalam memilih PLTN yang akan
dipertimbangkan dalam rangka penentuan pemanfaatan sumber daya (resource allocation).
Perhitungan dan perbandingan keekonomian PLTN tersebut akan digunakan untuk
menganalisis kelayakan ekonomi dengan menggunakan model Mini-G4Econs yang berasal
dari IAEA.
Langkah-langkah yang digunakan untuk menghitung biaya pembangkit listrik adalah
Menetapkan parameter teknis dan ekonomi dari PLTN dan PLTU batubara untuk
dijadikan dasar perhitungan.
Menentukan komponen biaya pembangkit listrik seperti biaya investasi, biaya
bahan bakar dan biaya operasional dan perawatan dari PLTN dan PLTU batubara.
Menghitung biaya pembangkit listrik dari data masukan dengan menggunakan
G4Econs
Menganalisis hasil perhitungan keekonomian PLTN
Prosiding Seminar Nasional Pengembangan Energi Nuklir IV, 2011
Pusat Pengembangan Energi Nuklir
Badan Tenaga Nuklir Nasional
ISSN 1979-1208 208
2.1.1. Dasar Perhitungan Biaya Pembangkitan PLTN [1] :
Biaya Modal = BP x FP /JPNTL (1)
Faktor Penyusutan = r (1+r)n / (1+r)n – 1 (2)
Jumlah Pembangkitan Neto Tenaga Listrik = DT x FKN (3)
Biaya Bahan Bakar = (TPP x HBB)/CVBB (4)
Biaya Operasi & Pemeliharaan (O&M) = BT O&M + BV O&M (5)
Biaya pembangkitan listrik dengan aspek lingkungan [2] dapat dihitung :
BP dengan aspek lingkungan = BP + pajak karbon (6)
dimana:
BP = Biaya Pembangunan ($/kWh)
FP = Faktor Penyusutan (-/tahun)
r = tingkat bunga (%/tahun)
n = lama waktu penyusutan (tahun)
JPNTL = Jumlah Pembangkitan Neto Tenaga Listrik (kWh/tahun)
DT = Daya Terpasang (kW)
FKN = Faktor Kapasitas Neto x 8760 (h/tahun) (%)
TPP = Tingkat Pemakaian Panas (kcal/kWh)
HBB = Harga Bahan Bakar ($/kg)
CVBB = Calorific Value Bahan Bakar (kcal/kg)
BT O&M = Biaya Tetap O&M
BV O&M = Biaya variabel O&M
2.2. Asumsi dan Data untuk Biaya Pembangkitan Listrik PLTN
Parameter dasar ekonomi yang digunakan untuk menghitung dan mengevaluasi
keekonomian seperti yang tercantum dalam Tabel 1.
Tabel 1. Parameter Ekonomi dan Teknis PLTN 1000 MWe tahun 2010
PLTN ini dipilih karena (i) Desain, operasi dan performance-nya telah terbukti baik,
dan bukan First-Of-A-Kind, (ii) Kapasitas pembangkit cukup besar untuk memenuhi skala
ekonomi dan cocok untuk jaringan Jawa-Bali, (iii) Biaya kapital kompetitif, (iv) Tersedia data
rinci mengenai biaya EPC (Engineering Procurement and Construction) termasuk
disbursement-nya, lama konstruksi, dan biaya O&M (Operation and Maintenance).
Penetapan discount rate diharapkan sesuai dengan kondisi kelayakan proyek di
negara yang akan dibangun. Penetapan discount rate untuk kepentingan umum berbeda
No Keterangan Biaya Sesaat
($/kWe)
Efisiensi
(%)
Faktor
Kapasitas
(%)
Umur
Ekonomis
(tahun)
Masa
Konstruksi
(tahun)
1 Indonesia
NPP-1
1850 33.4 85 40 6
2 Indonesia
NPP-2
2600 33.4 85 40 6
3 Indonesia
NPP-3
3000 33.4 85 40 6
4 Indonesia
NPP-4
4000 33.4 85 40 6
5 Indonesia
NPP-5
5000 33.4 85 40 6
Prosiding Seminar Nasional Pengembangan Energi Nuklir IV, 2011
Pusat Pengembangan Energi Nuklir
Badan Tenaga Nuklir Nasional
ISSN 1979-1208 209
dengan kepentingan komersial/bisnis. Discount rate ini ditentukan berdasarkan suatu
kebijakan yang mempertimbangkan beberapa hal, misalnya kelangkaan modal, biaya
opportunity, kepentingan nasional atau jangka panjang, dan sebagainya. Discount rate
diambil lebih rendah terutama untuk perencanaan proyek-proyek yang dianggap
berpengaruh pada masyarakat luas (nasional) dan baru akan memberikan manfaat dalam
jangka panjang. Di beberapa negara maju biasanya discount rate akan lebih rendah
dibandingkan dengan Negara berkembang. Di Indonesia discount rate umumnya di
tetapkan sebesar 10%
2.2.1. Biaya Investasi PLTN
Biaya investasi PLTN biasanya disebut biaya sesaat (overnight cost), yaitu biaya yang
belum memasukkan tingkat suku bunga selama konstruksi atau Interest During Construction
(IDC). Biaya ini terdiri dari biaya EPC (Engineering Procurement Construction), biaya
pengembangan (development costs) dan biaya lain-lain (other costs) serta biaya contigency.
Komposisi biaya kapital untuk EPC terdiri atas biaya nuclear island, conventional island,
balance of plant, construction dan erection work, design dan engineering. Lingkup pekerjaan biaya
modal dapat dirinci seperti ditunjukkan pada Tabel 2.
Tabel 2. Rincian Biaya Overnight Costs [2].
Biaya investasi yang dihitung disesuaikan dengan disbursement selama masa
konstruksi, dan data tersebut diambil dari data terbaru tahun 2010. Pembangunan PLTN
memerlukan dana yang cukup besar sehingga biasanya pemilik modal (owner) tidak cukup
dana untuk membiayai pembangunan PLTN tersebut. Owner biasanya meminjam dana dari
lembaga keuangan internasional, dengan demikian ada konsekuensi biaya berupa interest
during construction (IDC). Biaya sesaat apabila ditambahkan dengan IDC disebut juga
dengan biaya investasi.
2.2.2. Biaya Bahan Bakar
Bahan bakar nuklir (nuclear fuel) merupakan bahan bakar yang dibutuhkan oleh PLTN
untuk dapat beroperasi menghasilkan energi listrik selama waktu hidupnya (life time). Daur
bahan bakar nuklir (nuclear fuel cycle) mencakup seluruh aktivitas mulai dari eksplorasi,
No UNSUR BIAYA LINGKUP PEKERJAAN
1. Procurement
Nuclear Steam Supply (NSS) termasuk .system design,
Turbine Generator, dan BOP, tidak termasuk Ocean freight
dan Freight Insurance
2.
Construction dan
Erection Work
Pekerja konstruksi untuk sipil dan structural, arsitektur,
dan instalasi, semua peralatan kelistrikan dan peralatan
mesin. Commissioning dan start up dan testing
(termasuk lokasi material dengan biaya, consumable,
peralatan konstruksi dan perlengkapan dan lainnya)
3. Engineering
Design dan Engineering termasuk. sipil, arsitektur, plant
layout, piping, race way layout,
4. Biaya Pengembangan Mobilization, akuisisi tanah, professional fee dan lainnya
5. Biaya Lain-lain
O&M mobilization & training, fee (sertifikasi, konsultan
owner), contingency start up
Total Didefinisikan sebagai biaya sesaat (overnight cost)
Prosiding Seminar Nasional Pengembangan Energi Nuklir IV, 2011
Pusat Pengembangan Energi Nuklir
Badan Tenaga Nuklir Nasional
ISSN 1979-1208 210
penambangan, penggilingan, pemurnian, pengkayaan dan kemudian dilanjutkan dengan
fabrikasi menjadi elemen bakar nuklir untuk siap digunakan dalam operasi reaktor dan
akhirnya menjadi bahan bakar bekas (spent fuel).
2.2.2.1. Front-end Cost
Jika PLTN di Indonesia dibangun mulai tahun 2014 dengan masa konstruksi selama 6
tahun, maka PLTN pertama akan siap beroperasi secara komersial pada tahun 2020.
Pembuatan bahan bakar nuklir untuk PLTN terdiri dari 4 tahap yang masing-masing
memberi kontribusi pada harga bahan bakar nuklir daur terbuka (front end costs), yaitu: i)
harga uranium alam (U2O8), ii) biaya konversi, iii) biaya pengkayaan (separative work unit /
SWU), iv) biaya fabrikasi. Komponen front-end costs diberikan pada Tabel 4. Dalam bulan
Januari 2010 biaya dalam US$ untuk mendapatkan 1 kg uranium UO2 bahan bakar reaktor
pada harga pasar ditunjukkan dalam Table 3. Pada 55.000 MWd/t burn-up akan
memberikan 360.000 kWh electrical per kg. sehingga biaya bahan bakar menjadi 0.58
c/kWh.
Tabel 3. Estimate Biaya Bahan Bakar Nuklir [ 4 ]
Description Value
Uranium: 8.9 kg U3O8 x $115.50 US$ 1028
Conversion: 7.5 kg U x $12 US$ 90
Enrichment: 7.3 SWU x $164 US$ 1197
Fuel fabrication: per kg US$ 240
Total. approx: US$ 2555
2.2.2.2. Back-end Cost
Back-end cost merupakan biaya penanganan bahan bakar bekas sesudah dipakai dan
keluar dari reaktor, berupa biaya penyimpanan sementara on-site di PLTN dan biaya
penyimpanan lestari (permanent storage). Dalam studi ini diperkirakan sebesar 0.134 ¢$/kWh
tanpa biaya reprocessing. Burn-up bahan bakar nuklir merupakan besarnya energi yang
dihasilkan oleh reaktor untuk setiap metrik ton U235. Besarnya burn-up U235 tergantung pada
teknologi reaktor yang dari tahun ke tahun terus meningkat. Nilai burn-up yang dipakai
pada studi ini adalah 55.000 MWd per metrik ton uranium, sesuai dengan spesifikasi
reference plant
2.2.3. Biaya Operasi dan Perawatan (Operation and Maintenance Costs)
Biaya operasi dan pemeliharaan (O&M Cost) merupakan biaya yang dibutuhkan
untuk menjalankan operasi rutin PLTN. O&M Cost besarnya bergantung pada teknologi dan
kapasitas daya yang terpasang. O&M Cost dibedakan menjadi dua, yaitu variable O&M Cost
dan fixed O&M Cost. Fixed O&M Cost merupakan biaya operasional rutin, meliputi biaya
pegawai, property tax, plant insurance, dan life-cycle maintenance. Variabel O&M costs
mencakup biaya bahan bakar, consumables materials, pemeliharaan langsung unit
pembangkit, pemeliharaan gedung pembangkit, dan pemeliharaan oleh outsourcing. Varibel
O&M cost dan Fixed O&M cost merupakan biaya yang bergantung pada fungsi produksi dari
PLTN. Diasumsikan biaya total O&M beserta rinciannya biaya Fixed O&M sebesar 58,4
US$/kWe dan biaya Variabel O&M sebesar 1,3 mills$/kWh.
Prosiding Seminar Nasional Pengembangan Energi Nuklir IV, 2011
Pusat Pengembangan Energi Nuklir
Badan Tenaga Nuklir Nasional
ISSN 1979-1208 211
2.2.4. Data PLTU Batubara atau Coal Power plant (CPP)
Biaya invetasi, biaya O&M dan biaya bahan bakar diperoleh dari data PLN.
Diasumsikan bahwa alat De SOx dan De NOx dipasang pada PLTU batubara (coal-fired
power plant), karena beberapa alasan, diantaranya adalah tingkat kepadatan penduduk
khususnya di Pulau Jawa dan Sumatra, dampak terhadap kesehatan masyarakat di sekitar
pembangkit listrik dan pemanasan global. Untuk membandingkan PLTN dengan PLTU
batubara berdaya 1000 MWe, dilakukan dengan cara LGC (Levelized Generation Cost).
Perhitungan biaya pembangkit PLTU batubara (CPP) juga akan dihitung sama dengan
perhitungan yang digunakan dalam menghitung biaya pembangkit PLTN. Perhitungan
Biaya pembangkit PLTU batubara (Levelized Generation Cost) menggunakan data masukan
proyek PLTU batubara di Indonesia yang terakhir.
Studi ini menggunakan mata uang dollar (US$) per 1 Januari 2010. Umur ekonomi
PLTU batubara yang digunakan adalah 30 tahun. Faktor kapasitas (capacity factor)
merupakan faktor yang menyatakan ketersediaan dari unit pembangkit untuk dapat
dioperasikan. Atau rasio antara energi listrik bersih yang dihasilkan selama kurun waktu
tertentu (E, MWh) dan energy listrik bersih yang mestinya dapat diproduksi secara kontinyu
selama kurun waktu yang sama (Em, MWh). Faktor kapasitas PLTU batubara adalah 80%.
Discount rate untuk PLTN dan PLTU sebesar 10%.
Parameter teknis pada PLTU batubara yang akan digunakan dalam perhitungan biaya
pembangkitan listrik, masa konstruksi diasumsikan 48 bulan (4 tahun), plant net thermal
efficiency 36%, plant net heat rate 9481 kWh (e)/BTU (th), faktor kapasitas 80% dan jenis
batubara 13000 BTU/lb.
Tabel 4 menunjukkan variabel-variabel yang digunakan dalam studi kasus PLTU
batubara
Tabel 4. Komponen Biaya dan Paremeter PLTU Tahun 2010
No. Studi Kasus Harga
bahan
bakar
(US$/ton)
Biaya
Investasi
(US$/kWe)
Plant net
thermal
efficiency
Faktor
Kapasitas
Biaya Operasi &
maintenance
Biaya
Tetap
Biaya
Variabel
1 PLTU
batubara
CPP-1
70 1400 36% 80% 38,95 17,52
2 PLTU
batubara
CPP-2
80 1400 36% 80% 38,95 17,52
3 PLTU
batubara
CPP-3
90 1400 36% 80% 38,95 17,52
3. HASIL DAN PEMBAHASAN 3.1. Biaya Pembangkitan Listrik (Generation Cost) PLTN
Setiap teknologi pembangkit listrik mempunyai karakteristik spesifik yang menutup
masa konstruksi, meghasilkan listrik, umur pembangkit, dan perbedaan biaya untuk
investasi, operasi dan perawatan serta bahan bakar. Salah satu cara praktis untuk
menghitung biaya pembangkitan listrik adalah menggunakan metode levelized generation cost
dengan mengkuantifiikasi unit biaya dari pembangkit listrik (dalam kWh) selama umur
pembangkit.
Prosiding Seminar Nasional Pengembangan Energi Nuklir IV, 2011
Pusat Pengembangan Energi Nuklir
Badan Tenaga Nuklir Nasional
ISSN 1979-1208 212
Hasil perhitungan menunjukkan biaya pembangkitan listrik paling murah adalah
NPP-1 (48.08 mills$/kWh), NPP-2 (base case 61.81 mills$/kWh), NPP-3 (69.13 mills$/kWh),
NPP-4 (87.44 mills$/kWh) dan NPP-5 (105.74 mills$/kWh). Hasil perhitungan biaya
pembangkitan tersebut dapat ditunjukkan pada Gambar 1.
Gambar 1. Biaya Pembangkit PLTN
3.2. Biaya Pembangkitan Listrik (Generation Cost) PLTU batubara.
Dalam studi ini untuk menghitung biaya pembangkitan PLTN dan PLTU batubara
dengan mempertimbangkan aspek lingkungan. Secara realita perhitungan biaya
pembangkitan listrik tidak memperhitungkan aspek lingkungan, namun hanya
memperhitungan total jumlah biaya dari investasi, Operasi dan perawatan serta biaya bahan
bakar. Kebijakan Pemerintah yang mengharuskan pembangkit listrik mempertimbangkan
aspek lingkungan, maka dalam penelitian ini biaya pembangkitan listrik dihitung dengan
mempertimbangkan aspek lingkungan (biaya eksternalitas). Biaya eksternalitas terdiri atas
biaya kerusakan akibat pencemaran (polusi seperti PM10, SOx dan NOx) yang dikeluarkan
pembangkit listrik dan carbon tax merupakan salah satu cara mengurangi pemanasan
global, oleh karena itu carbon tax akan dipertimbangkan pula dalam perhitungan biaya
pembangkit.
Dengan menggunakan data teknis dan ekonomi pembangkit listrik, dengan tahun
dasar 2010 dihitung biaya pembangkitan listrik PLTU batubara yang telah
mempertimbangkan biaya eksternalitas, kemudian akan diperbandingkan dengan PLTN.
Model yang digunakan untuk menghitung biaya pembangkitan listrik ini adalah mini
G4Econs Model dari IAEA (International Atomic Energy Agency) tahun 2008. Hasil
perhitungan menunjukkan bahwa biaya pembangkitan listrik jika tanpa biaya eksternalitas
pada PLTU batubara (Coal Power Plant) adalah CPP-1 is 57.61 mills $/kWh, CPP-2 61.25
mills $/kWh, dan CPP-3 64.90 mills $/kWh. Ada dua skenario biaya eksternalitas, yaitu (1)
berdasarkan referensi dari beberapa negara maju tentang nilai biaya eksternalitas (biaya
yang dikeluarkan akibat polusi yang dikeluarkan pembangkit listrik dan biaya carbon),
maka nilai menunjukkan rata-rata sebesar 46.33 mills US$/kWh atau 4.633 cents $/kWh. (2)
Prosiding Seminar Nasional Pengembangan Energi Nuklir IV, 2011
Pusat Pengembangan Energi Nuklir
Badan Tenaga Nuklir Nasional
ISSN 1979-1208 213
berdasarkan referensi tahun 2003 biaya kerusakan akibat polusi yang dikeluarkan oleh
PM10, SOx dan NOx untuk kasus Indonesia, dalam hal ini diambil kasus di PLTU Suralaya,
Banten. Nilai biaya kerusakan akibat polusi menunjukkan sebesar 2.34 cents$/kWh atau
23.40 mills$/kWh. Jika pada penelitian ini diasumsikan bahwa Carbon tax atau C biaya
capture/sequestration (Cost of carbon) adalah 110 $/MT C dan setara dengan pajak atau biaya
capture/sequestration dalam $/MT CO2 sebesar 30 $/MT CO2 dengan faktor yang
berhubungan dengan biaya per MT C ke biaya per MT CO2 sebesar 3.7 carbon tax [6].
3.3. Perbandingan Pembangkitan Listrik PLTN dan PLTU batubara
Hasil perhitungan menunjukkan bahwa biaya pembangkitan listrik jika tanpa biaya
eksternalitas pada PLTU batubara (base case) dengan menggunakan harga batubara sebesar
70 US$/ton sebesar 57.60 mills$/kWh, jika harga 80 US$/ton menunjukkan 61.25 mills$/kWh,
dan jika harga 90 US$/ton menunjukkan sebesar 64.90 mills$/kWh dan untuk PLTN
berukurab besar (large), maka akan menunjukkan NPP-1 (48.08 mills$/kWh), NPP-2 (base
case 61.81 mills$/kWh), NPP-3 (69.13 mills$/kWh), NPP-4 (87.44 mills$/kWh) dan NPP-5
(105.74 mills$/kWh), ini menunjukkan PLTU batubara (Coal Power Plant) lebih murah
dibandingkan PLTN ukuran large, kecuali pada NPP-1.
Namun jika biaya pembangkitan listrik dengan menggunakan biaya eksternalitas seperti
referensi Negara-negara maju sebesar (46.33 mills$/kWh), maka biaya pembangkitan listrik
PLTU batubara dengan harga 70 US$/ton, 80 US$/ton dan 90 US$/ton menjadi 103.94
mills/kWh, 107.58 mills $/kWh dan 111.23 mills/kWh, Semua ini menunjukkan bahwa PLTN
lebih murah dibandingkan PLTU batubara. Perbandingan biaya pembangkitan listrik antara
PLTN dan PLTU batubara dapat dilihat pada Gambar 2.
Gambar 2. Perbandingan Biaya PLTN dan PLTU batubara Dengan biaya eksternalitas
Yang Menggunakan Referensi Negara-negara Maju sebesar (46.33 mills$/kWh),
Jika menggunakan biaya eksternalitas berdasarkan kasus Indonesia (lihat PLTU Suralaya,
Banten) seperti biaya kerusakan akibat polusi yang dikeluarkan oleh PM10, SOx dan NOx ,
maka sebesar 23.4 mills$/kWh dan jika menggunakan carbon tax sebesar 110 US$/MT C atau
30 US$/ton CO2 mempunyai nilai sebesar 25.47 mills$/kWh. Jika CPP-1 (harga batubara
Prosiding Seminar Nasional Pengembangan Energi Nuklir IV, 2011
Pusat Pengembangan Energi Nuklir
Badan Tenaga Nuklir Nasional
ISSN 1979-1208 214
sebesar 70 US$/ton), CPP-2 (harga batubara 80 US$/ton), dan CPP-3 (harga batubara 90
US$/ton) maka biaya pembangkitan listrik untuk PLTU batubara menjadi CPP-1 sebesar
106.5 mills$/kWh, CPP-2 sebesar 110.1 mills$/kWh dan CPP-3 sebesar 113.8 mills$/kWh.
Semua ini menunjukkan bahwa PLTN lebih murah dibandingkan PLTU batubara.
Perbandingan biaya pembangkitan listrik antara PLTN dan PLTU batubara ditunjukkan
pada Gambar 3.
Gambar 3. Perbandingan biaya pembangkitan listrik antara PLTN dan PLTU batubara
Dengan biaya eksternalitas Yang Menggunakan Kasus Indonesia
4. KESIMPULAN - Jika kebutuhan listrik membutuhkan kapasitas daya yang besar seperti interkoneksi
Sumatera Jamali, maka PLTN ukuran large atau PLTU batubara sangat sesuai
diterapkan pada kasus tersebut. Dalam studi ini, jika dibandingkan antara PLTN
ukuran large dengan PLTU batubara maka hasil perhitungan tergantung dari asumsi
yang digunakan. Karena nilai porsi dari biaya investasi pada PLTN lebih sensitif dari
pada PLTU batubara, maka perhitungan biaya pembangkitan listrik pada PLTN
tergantung pada berapa banyak biaya investasi dikeluarkan. Dalam kasus ini biaya
investasi PLTN menggunakan US$ 1850 /kWe lebih kompetitif dibandingkan PLTU
barubara dengan menggunakan asumsi harga batubara sebesar 70 US$/ton, 80 US$/ton
dan 90 US$/ton. Jika harga batubara menunjukkan 80 US$/tons maka nilainya relatif
sama hasilnya jika PLTN dengan menggunakan biaya investasi sebesar 2600 US$/kWe.
- Kebijakan Pemerintah tentang pengelolaan dan pengembangan energi harus
mempertimbangkan aspek lingkungan, maka PLTN dengan biaya investasi dari 1850
US$/kWe hingga 5000 US$/kWe lebih murah dibandingkan PLTU batubara.
Prosiding Seminar Nasional Pengembangan Energi Nuklir IV, 2011
Pusat Pengembangan Energi Nuklir
Badan Tenaga Nuklir Nasional
ISSN 1979-1208 215
DAFTAR PUSTAKA : 1. Nengah Sudja, Menggugat Harga Jual Listrik Paiton I, tahun 2001
2. K.William, “Spreadsheet Mini G4Econs” (2008), Washington DC
3. E-mail : [email protected], dari Deputy General Manager, Overseas Project
Departement (Lee Myung Key) tanggal 25 Januari 2006 ke BATAN.
4. World Nuclear Association, The Economics of Nuclear Power, Vienna August 2010
5. PT. PLN (Persero) (2010), Jakarta
6. IEA, “Projected Costs of Generating Electricity 2010 edition
DISKUSI 1. Pertanyaan dari Sdr. Erlan Dewita (PPEN-BATAN):
a. Sebaiknya daya reaktor yang dibandingkan ditulis jelas, jangan ditulis dengan
reaktor ukuran besar saja, karena reaktor ukuran besar bisa dimulai dengan daya >
700 MW.
b. Apakah dalam membandingkan perhitungan kelayakan ekonomi dilakukan dengan
daya yang sama?
Jawaban:
a. Yang dikaji sebenarnya sudah dijelaskan bahwa PLTN berukuran besar adalah 1000
MWe. Juga di dalam tabel parameter teknis dan ekonomi juga sudah dijelaskan
bahwa PLTN adalah berdaya 1000 MWe.
b. Yang dibandingkan antara PLTN dan PLTU sama-sama berdaya 1000 MWe.