analisis pembangunan pltu madura kapasitas...

of 11 Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS

ANALISIS PEMBANGUNAN PLTU MADURA KAPASITAS 2 X 200 MW SEBAGAI

PROGRAM 10.000 MW PT.PLN BAGI PEMENUHAN KEBUTUHAN LISTRIK DI

PULAU MADURA

Muhammad Khairil Anwar – 2206 100 189

Jurusan Teknik Elektro-FTI, Institut Teknologi Sepuluh Nopember

Kampus ITS,Keputih-Sukolilo,Surabaya-60111

Abstrak

Kelistrikan di Pulau Madura selama ini

dipasok oleh PLTGU Gresik melalui 1 sirkit kabel

bawah laut dengan kapasitas 120 MW dan 1 kabel

cadangan berkapasitas 80 MW serta PLTG Gili

Timur berkapasitas 30 MW sebagai pemikul beban

puncak. Kabel laut yang membentang dari Gresik ke

Kamal ini melalui selat Madura yang padat sehingga

rawan terjad i gangguan. Black out akibat terputusnya

kabel laut in i terjad i pada 3 Agustus 1999 yang

menyebabkan Madura padam selama 3 bulan dan

pada 4 Januari 2010 selama 5 jam. Berdasarkan data

PLN d istribusi Jawa Timur, tercatat beban puncak di

Madura mencapai 122,9 MW pada 2009 dan akan

meningkat pada tahun-tahun mendatang. Untuk

menjamin pasokan listrik Madura di masa yang akan

datang, pemerintah mengeluarkan kebijakan untuk

membangun pembangkit baru di Pulau Madura

menggunakan batubara sebagai bahan bakarnya.

Pembangunan PLTU Madura berkapasitas 2 x 200

MW ini diatur dalam Permen ESDM No.15 Tahun

2010 tentang Program Diversifikasi Listrik 10.000

MW Tahap II. Diharapkan dengan pembangunan

PLTU Madura 2 x 200 MW ini, kebutuhan listrik di

Pulau Madura dapat terjamin.

Kata kunci : Krisis Energi Listrik, Beban puncak,

Black Out, PLTU Madura 2x200 MW

1. PENDAHULUAN

Pertumbuhan permintaan akan energi listrik

dalam lima tahun terakh ir mengalami kenaikan yang

signifikan (rata rata di atas 7% per tahun) seiring

dengan pertumbuhan ekonomi Indonesia.

Pertumbuhan permintaan energi listrik ini harus tetap

dipenuhi karena energi listrik merupakan bagian yang

tidak terpisahkan dari faktor pendorong investasi dan

masih banyaknya masyarakat yang belum menikmati

tenaga listrik. Rasio elektrifikasi di Indonesia masih

berkisar 65 %.

Sebelum diluncurkannya mega proyek

Percepatan 10.000 MW tahap I, pertumbuhan

permintaan tidak diikuti o leh pembangunan

pembangkit sebagai dapur utama penyediaan energi

listrik. Dampak utama yang dirasakan adalah

terjadinya krisis energi pada medio tahun 2007

sampai akh ir 2008, yang ditandai dengan adanya

pemadaman berg ilir. Pemadaman in i juga melanda

sistem Jawa dan Bali yang merupakan 80 %

pemakaian energi seluruh nusantara..

Dengan melihat laju pertumbuhan yang sangat

besar dan proyeksi pertumbuhan ekonomi yang

positif, daya yang akan tersedia dalam proyek 10.000

MW tahap I diperkirakan sudah tidak memadai lagi

pada akhir tahun 2012. Untuk itu, pemerintah mulai

mencanangkan program 10.000 MW tahap II. Pada

program 10.000 MW tahap II ini, energi primer

pembangkitan sudah bervariasi bahkan energi

terbarukan (renewable energy) mendapatkan porsi

70% (7.000 MW).

Keterlibatan para perekayasa dalam negeri belum

dioptimalkan. Selain itu dengan adanya Global

Warming issue dan target MDG, perlu pembangunan

pembangkit yang ramah lingkungan dengan berbahan

bakar terbarukan guna memenuhi target 70%

tersebut.

Ada 93 pembangkit yang direncanakan

pembangunannya dalam program 10.000 MW tahap

II in i yang diatur dalam Permen ESDM No, 2 tahun

2010. Dalam Permen ini d ijelaskan bahwa proyek-

proyek pembangkit tenaga listrik yang akan d ibangun

menggunakan bahan bakar energi terbarukan,

batubara dan gas, 21 pembangkit akan dibangun PT

PLN (Persero) dan 72 pembangkit melalui kerjasama

PT PLN (Persero) dengan pengembang listrik

swasta. Masa berlaku Permen adalah sejak tanggal 27

Januari 2010 hingga tanggal 31 Desember 2014.


Diantara 93 p royek tersebut, terdapat satu PLTU

yang akan dibangun di Madura dengan rencana awal

berkapasitas 1 x 400 MW. Dengan adanya dinamika

perkembangan program pembangunan pembangkit

10.000 MW ini, maka Permen ESDM No. 2 tahun

2010 d irev isi pada tanggal 27 Agustus 2010 dan

diganti dengan Permen ESDM No.15 tahun 2010.

Dalam Permen yang baru in i d itetapkan bahwa

pelaksanaan pembangunan PLTU Madura sebesar

400 MW dibangun dalam 2 unit ( 2 x 200 MW ).

Proyek ini rencananya akan dibangun di

Kabupaten Sampang.

2. PERENCANAAN PLTU

2.1 Bagian-Bagian Penting PLTU

Di dalam PLTU terdapat beberapa bagian-bagian

yang penting yaitu:

Ketel Uap (Boiler)

Ketel uap adalah salah satu peralatan pada

pembangkit jenis uap yang sangat penting karena

ketel uap harus tetap berfungsi dalam keadaan

apapun. Dimana air bersuhu rendah dan bertekanan

rendah yang masuk ketel uap dipanaskan hingga

menjadi uap bertekanan yang sesuai dengan yang

diperlukan. Kadang-kadang ini d ipanaskan lagi di

superheter hingga diperoleh uap dengan suhu dan

tekanan yang lebih tinggi. Hal ini akan lebih efisien

bagi mesin untuk mengkonversikan tenaga panas

dalam uap menjadi tenaga mekanis.

Turbin uap

Turbin berfungsi untuk mengubah energi thermal

menjadi energ i mekanik.Turb in jen is ini beroperasi

dengan fluida kerja berupa uap yang berasal dari air

yang dipanaskan. Proses pemanasan berlangsung di

dalam boiler atau steam-generator, atau yang juga

populer dengan sebutan ”ketel uap”.

Generator

Generator berfungsi untuk mengubah energi

mekanik menjadi energi listrik.

Desalination Plant

Desalination adalah proses pengolahan air laut

menjadi air tawar, dengan memisahkan air laut dari

garamnya.

Condensor

Untuk mengkondensasikan uap bekas proses

dengan air laut yang digunakan kembali sebagai air

pengisi ketel uap.

Pump/pompa

Alat in i digunakan untuk meningkatkan tekanan

flu ida kerja yaitu air. Pompa harus mampu

memenuhi tekanan yang dibutuhkan di dalam boiler.

Economizer

Pemindah panas (head exchanger) yang

menaikkan temperatur air dari tekanan rendah

/normal ke temperatur jenuh yang sesuai dengan

tekanan boiler.

Superheater

Digunakan untuk menghilangkan butiran-butiran

air yang mungkin masih terdapat pada uap yang

disemprotkan oleh boiler untuk masuk ke turbin uap.

Gambar 2.1

Bagian-Bagian Utama PLTU

2.2 Perencanaan Teknik PLTU

Perencanaan teknik PLTU relatif dapat

mengikuti produk pabrik yang sudah dibuat standar .

Untuk PLTU ada beberapa hal spesifik yang perlu

disurvei yaitu :

a. Penyediaan bahan bakar meliputi pengadaan,

transportasi pembongkaran dan

penyimpanannya.

b. Penyediaan air dingin untuk pengisi Boiler dan

Pendingin kondenser.

Lokasinya biasa dipilih yang mudah dalam

transportasi BBM dan tersedia banyak air. Dalam hal

ini d ipilih d i tepi pantai. Selain itu juga harus

dipikirkan bagaimana penyaluran listriknya, agar

tidak terlalu besar lossesnya maka dip ilih lokasi yang

tidak terlalu jauh dengan pusat beban.

Unit PLTU umumnya mempunyai ukuran

ekonomis di atas 20 MW. PLN mempunyai unit

PLTU dengan ukuran 65 MW, 100 MW, 200 MW

dan 600 MW. PLN juga mempunyai unit pembangkit

dengan ukuran 12,5 MW dan 25 MW yang umurnya

sudah sekitar 40 tahun dan kebanyakan tidak

dioperasikan lag i. Berdasarkan survei dan studi

kelayakan diatas, kemudian ditentukan tempat dan

kapasitas PLTU yang akan dibangun, termasuk

penentuan ukuran unit pembangkitnya.


2.3 Harga Energi Listrik

Secara umum harga energi yang dihasilkan

suatu pembangkit listrik d ihitung dengan parameter-

parameter yang diperlukan, yaitu:

1. Biaya pembangkitan per Kw

2. Biaya pengoperasian per kWh

3. Biaya perawatan per kWh

4. Suku bunga

5. Depresiasi

6. Umur operasi

7. Daya yang dibangkitkan

Dengan parameter-parameter seperti yang

tersebut diatas dapat dihitung harga energi lstrik t iap

kWh yang dibangkitkan oleh suatu pembangkit

tenaga listrik.

a. Annuity suku bunga

Nilai suku bunga yang dipergunakan adalah suku

bunga per tahun yang harus dibayar dengan

memperhitungkan umur dari pembangkit yang

mempunyai rumus sebagai berikut:

1)1(

)1(

nSb

i

nii

A

b. Annuity depresiasi

Nilai depresiasi d idapatkan dari perkiraan

penyusutan nilai pembangkit per tahun hingga

mendekat i atau mencapai 100 persen dari nilai

(value) pembangkit dan nilai depresiasi per tahun

mempunyai rumus sebagai berikut:

1)1(n

d

d

dA

c. Harga energi

tan)(tan

perawaoperasiansetahundibangkitkenergiyang

AAxkapasitasngkibiayapemba dsb

Dimana :

i = suku bunga (%)

d = depresiasi (%)

n = umur pembangkit (tahun)

2.4 Analisa Ekonomi Investasi

Sebelum suatu proyek d ilaksanakan perlu

dilakukan analisa dari investasi tersebut sehingga

akan diketahui kelayakan suatu proyek dilihat dari

sisi ekonomi investasi, yaitu:

a. 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 p royek). Teknis

perhitungan yang harus dilakukan adalah

mentransfer seluruh aliran keuangan yang terjadi

selama umur proyek (tahun pertama sampai

tahun ke-n) ke dalam suatu harga present value

(nilai tahun ke-0), tanpa memperhatikan pada

tahun keberapa investasi dapat dikembalikan,

berarti proyek layak. Menghitung NPV

dilakukan dengan cara menghitung cash flow

tiap tahun yakni dengan membandingkan antara

pengeluaran dan pemasukan pada tiap-tiap tahun,

lalu menghitung discount factor maka akan

didapat discount cash flow dengan mengalikan

cash flow dan discount factor.

b. Internal Rate of Return (IRR)

IRR adalah discount rate yang akan

menghasilkan NPV = 0. Besarnya NPV dari

suatu cash flow akan bergantung pada tingkat

discount yang dipakai. Semakin besar discount

rate maka NPV semakin menurun. Dengan kata

lain, IRR adalah suatu indikator yang dapat

menggambarkan kecepatan pengembalian modal

dari suatu proyek. Proyek layak diterima apabila

IRR lebih besar dari suku bunga di bank atau

tingkat pengembalian untuk suatu proyek

investasi (minimum attractive rate of return -

MARR). Jika tidak, maka lebih ekonomis

menyimpan uang di bank. IRR dasarnya harus

dicari dengan cara coba-coba (trial and error).

3. Kondisi Umum Pulau Madura

3.1 Pulau Madura

Pulau Madura terletak di t imur laut Jawa

dengan koordinat 7°0′ LS dan113°20′ BT. Pu lau

Madura secara administrasi termasuk di dalam

wilayah Jawa Timur dengan luas 4.887 Km² dan

jumlah penduduk 3.740.777 (2009) dengan kepadatan

765 jiwa/km². Panjangnya kurang leb ih 190 Km dan

jarak yang terlebar 40 Km yang secara administrasi

dibagi menjad i empat kabupaten, yaitu Kabupaten

Bangkalan, Kabupaten Sampang, Kabupaten

Pamekasan, dan Kabupaten Sumenep. Dengan batas-

batas sebagai berikut :


Sebelah utara : Laut Jawa

Sebelah selatan : Selat Madura

Sebelah timur : Laut Jawa

Sebelah barat : Selat Madura

Kondisi geografis Pu lau Madura dengan

topografi yang relatif datar d i bagian selatan dan

semakin kearah utara tidak terjadi perbedaan elevansi

ketinggian yang begitu mencolok. Selain itu juga

merupakan dataran tinggi tanpa gunung berapi dan

tanah pertanian lahan kering. Iklim d i daerah ini

adalah tropis dengan suhu rata-rata 26,90ºC. Musim

kemarau kering rata-rata 2-4 bulan atau pada musim

kemarau panjang 4-5 bulan. Curah hujan rata-rata

antara 1500 – 200 mm dengan jumlah hari hujan

sekitar 88 hari pertahun. Suhu udara maksimum rata-

rata 30,50C. Kelembaban rata-rata 79 %. Komposisi

tanah dan curah hujan yang tidak sama dilereng-

lereng yang tinggi letaknya justru terlalu banyak

sedangkan di lereng-lereng yang rendah malah

kekurangan dengan demikian mengakibatkan Madura

kurang memiliki tanah yang subur.

Gambar 3.1 Peta Pulau Madura

3.2 Kabupaten Sampang

Kabupaten Sampang terletak di Pu lau

Madura secara geografis terletak antara 113°08"

-113°39" Bujur Timur dan 6°05" - 7°13" Lintang

Selatan dan berada pada ketinggian 1,5 – 118 m.

Batas-batas wilayah Kabupaten Sampang adalah

sebagai berikut :

Sebelah utara : Laut Jawa

Sebelah selatan: Selat Madura

Sebelah barat : Kabupaten Bangkalan

Sebelah timur :Kabupaten Pamekasan

Gambar 3.2

Peta Kabupaten Sampang

Wilayah admin istratif Kabupaten Sampang

secara keseluruhan sebesar 1.233,30 Km² yang

terbagi atas :

Luas daratan : 1.231,65 Km2

Luas pulau Mandangin : 1,65 Km2

Wilayah Kabupaten Sampang terbagi dalam 14

Kecamatan yang terdiri atas 180 desa dan 6

kelurahan. Kabupaten Sampang mempunyai luas

wilayah 1233,3 Km² dengan perincian sebagai

berikut :

Tabel 3.1 Pembagian Wilayah Administrasi dan

Luas Wilayah Kabupaten Sampang

(Sumber : KabarMadura.com)


Dari tabel d iatas dapat dijelaskan bahwa

Kecamatan Ketapang merupakan wilayah

kecamatan terluas yaitu 141,23 Km² atau 11,45

%, sedangkan untuk wilayah terkecil yaitu

Kecamatan Pangarengan dengan luas 42,42 Km²

atau 0,34 %.

4. PERENCANAAN PEMBANGUNAN PLTU

MADURA 2 X 200 MW

4.1 Analisis Ketersediaan Batubara PLTU

Madura 2 x 200 MW

PLTU Madura memiliki kapasitas 200 MW

dengan faktor kapasitas sebesar 0.8, menggunakan

bahan bakar batubara berkalori rendah 4.200 Kcal/kg

dengan konsumsi batubara pada Tabel 4.1

Tabel 4.1

Konsumsi Batubara PLTU 2x200 MW

Kapasitas Konsumsi/jam

(ton/jam)

Konsumsi/hari

(ton/hari)

Konsumsi/tahun

(ton/tahun)

2×200

MW

2×96 4608 1.617.408

(Sumber: www.p3b.co.id data diolah kembali)

Energi listrik per tahun dari PLTU:

Energi listrik = Kapasitas x Jam operasi x Faktor

kapasitas.....(4.1)

= 400 MW x 8424 jam/tahun x 0.8

= 2.695.680.000 kWh/tahun

Kebutuhan energi panas

Kebutuhan energi panas = Batubara per tahun x

LHV….........(4.2)

= 1.617.408.000 kg/tahun

x 4.200 kcal/kg

= 11.321.856.000 kcal

/tahun

Kebutuhan batubara untuk produksi 1 kwh

Kebutuhan batubara untuk produksi 1 kwh

= Konsumsi energi / Energi listrik......(4.3)

= 1.617.408.000 kg/tahun/(2.695.680.000

KWh/ tahun)

= 0,6 kg/kWh

Jika masa operasi PLTU diasumsikan 25 tahun,

maka:

Jumlah batubara yang dibutuhkan selama operasi

= 1.617.408.000 kg/tahun x 25 tahun

= 40.435.200.000 kg

Karena batubara yang digunakan dipasok dari

Kalimantan, maka jika d ibandingkan dengan

cadangan batubara yang dimiliki (data tahun 2009)

maka:

Pemakaian batubara untuk PLTU

=40.435.200.000/ 7.229.950.000.000 x 100%

= 0,5593 %

Jadi total pemakaian untuk PLTU berkisar

0,5593 % dari total batubara yang terdapat di

Kalimantan berdasarkan data tahun 2009. Jika

efisiensi thermal PLTU dapat ditingkatkan, maka

pemakaian batubara untuk PLTU akan lebih sedikit

lagi.

Dengan potensi batubara Kalimantan seperti

yang telah diuraikan di atas, maka dapat dipastikan

realisasi pembangunan PLTU Madura tidak akan

mengalami kesulitan dalam hal penyediaan batubara

selama operasinya.

Tabel 4.2

Pemakaian Bahan Bakar

Untuk PLTU Madura 2 x 200 MW

No Perhitungan PLTU

Batubara

1 Energi listrik per tahun (KWh/tahun) 2.695.680.000

2 Kebutuhan energi kalor (Kcal/tahun) 11.321.856.000

3 Kebutuhan bahan bakar per tahun (kg) 16.174.08.000

4 Kebutuhan batubara untuk produksi 1 kwh (kg/kWh)

0,6

5 Kebutuhan bahan bakar selama 25 tahun (kg)

40.435.200.000

6 Prosentase pemakaian bahan bakar dari cadangan bahan bakar yang tersedia (%)

0,5593

(Sumber: hasil perhitungan diatas)

4.2 Analisis Pemilihan Lokasi Pembangkit

PLTU Madura 2 x 200 MW ini rencananya

akan dibangun di Kabupaten Sampang. Secara teknis

PLTU dibangun di daerah pantai untuk memenuhi

kebutuhan air teknis pembangkit. Terdapat 2

alternatif lokasi untuk pembangunan pembangkit in i,

yaitu di pantai utara atau di pantai selatan. Untuk

pantai utara lokasi yang mungkin adalah di

Kecamatan Ketapang, sedangkan di pantai selatan

adalah Kecamatan Camplong.

Gambar 41 Alternatif Pemilihan Lokasi

Pembangunan PLTU Madura 2 x 200 MW

http://www.p3b.co.id/


Gambar 4.2 Rute Transportasi Batubara

Tabel 4.3 Analisis Keputusan Pemilihan Lokasi

PLTU Madura 2 x 200 MW

Lokasi

Pembangkit Teknis Ekonomi Sosial Lingkungan Total

Ketapang +4 +5 +3 +4 16

Camplong +5 +3 +5 +4 17

(Sumber : Data Statistik BPS, Data Diolah Kembali)

Dari hasil analisis pada tabel 4.3 dapat

diambil keputusan untuk membangun PLTU Madura

2 x 200 MW di Kecamatan Camplong.

4.3 Peramalan Beban Dengan Regresi Linier

Berganda

Dengan analisis in i akan dibahas tentang

penghitungan perkiraan kebutuhan energi listrik Di

Pulau Madura, sehingga akan didapat hasil

perhitungan kebutuhan energi listrik sampai tahun

2039.

Tabel 4.4 Data Input Perhitungan Kebutuhan Beban

Pulau Madura

Tahun

Energi

terjual (MWH)

RT Bisnis Industri Publik Penduduk PDRB

(Milyar)

2000 304.061 309.911 9.999 156 6.898 3.090.601 9.587

2001 355.093 316.815 24.429 160 8.448 3.415.814 10.423

2002 367.066 328.145 27.482 148 9.947 3.455.412 11.363

2003 332.615 337.324 31.167 132 10.371 3.492.131 12.655

2004 384.755 345.677 26.969 124 10.984 3.563.888 13.932

2005 399.935 351.385 27.329 125 11.492 3.560.775 16.252

2006 418.115 362.593 23.008 123 11.943 3.610.617 18.578

2007 456.361 371.500 24.508 125 12.568 3.660.785 20.748

2008 494.897 379.961 25.364 125 13.139 3.711.433 23.586

2009 554.339 395.048 25.432 123 13.839 3.755.765 25.674

(Sumber : Data Statistik PLN Jawa Timur)

Tabel 4.5 Proyeksi Kebutuhaan Beban Madura

Menggunakan Regresi Linier Berganda

Tahun

Energi

terjual

(MWH)

RT Bisnis Industri Publik Penduduk

PDRB

(Milyar

Rupiah)

2010 592.240 406.985 27.207 125 14.813 3.834.360 28.492

2011 632.733 419.283 29.106 125 15.855 3.914.600 31.621

2012 675.995 431.953 31.137 125 16.970 3.996.520 35.093

2013 722.214 445.005 33.311 125 18.164 4.080.154 38.946

2014 771.594 458.452 35.636 125 19.442 4.165.538 43.222

2015 824.349 472.305 38.123 125 20.809 4.252.708 47.967

2016 880.712 486.576 40.784 125 22.273 4.341.703 53.234

2017 940.928 501.279 43.630 125 23.839 4.432.561 59.079

2018 1.005.262 516.426 46.675 125 25.517 4.525.319 65.566

2019 1.073.994 532.031 49.933 125 27.312 4.620.019 72.764

2020 1.147.426 548.107 53.418 125 29.233 4.716.701 80.754

2021 1.225.878 564.669 57.146 125 31.290 4.815.405 89.620

2022 1.309.694 581.732 61.134 125 33.491 4.916.175 99.460

2023 1.399.241 599.310 65.401 125 35.847 5.019.054 110.380

2024 1.494.911 617.420 69.966 125 38.369 5.124.086 122.500

2025 1.597.121 636.076 74.849 125 41.068 5.231.316 135.949

2026 1.706.320 655.297 80.073 125 43.957 5.340.789 150.876

2027 1.822.985 675.098 85.662 125 47.049 5.452.554 167.442

2028 1.947.627 695.497 91.641 125 50.359 5.566.657 185.826

2029 2.080.791 716.513 98.037 125 53.902 5.683.148 206.229

2030 2.223.060 738.164 104.880 125 57.694 5.802.077 228.872

2031 2.375.055 760.469 112.200 125 61.752 5.923.495 254.001

2032 2.537.444 783.448 120.031 125 66.096 6.047.454 281.889

2033 2.710.935 807.122 128.408 125 70.746 6.174.006 312.839

2034 2.896.288 831.511 137.371 125 75.723 6.303.207 347.187

2035 3.094.314 856.636 146.959 125 81.050 6.435.112 385.306

2036 3.305.879 882.521 157.216 125 86.752 6.569.777 427.611

2037 3.531.910 909.189 168.189 125 92.855 6.707.260 474.560

2038 3.773.395 936.662 179.927 125 99.387 6.847.620 526.665

2039 4.031.391 964.965 192.485 125 106.379 6.990.918 584.490

(Sumber : Hasil Perhitungan)

4.4 Peramalan Beban Dengan Metode DKL 3.01

Model yang digunakan dalam metode DKL

3.01 untuk menyusun prakiraan adalah model

sektoral. Prakiraan kebutuhan tenaga listrik model

sektoral digunakan untuk menyusun prakiraan

kebutuhan tenaga listrik pada tingkat

wilayah/distribusi.

Tabel 4.6 Proyeksi Kebutuhan Beban Madura

Dengan Metode DKL 3.01

Tahun RT Bisnis Industri Publik Total

2010 409.191 61.675 125 23.035 513.663

2011 430.798 70.584 125 24.968 547.919


2012 453.532 80.779 125 27.061 583.905

2013 477.454 92.448 125 29.331 622.774

2014 502.699 105.803 125 31.79 664.885

2015 529.266 121.085 125 34.455 710.499

2016 557.221 138.576 125 37.344 759.983

2017 586.634 158.594 125 40.476 813.747

2018 617.584 181.504 125 43.870 872.255

2019 650.146 207.722 125 47.549 936.024

2020 666.020 209.663 125 48.878 924.686

2021 691.411 225.625 125 51.585 968.746

2022 716.576 241.586 125 54.293 1.012.580

2023 741.514 257.547 125 57.000 1.056.186

2024 766.225 273.508 125 59.708 1.099.566

2025 790.710 289.469 125 62.415 1.142.719

2026 814.965 305.431 125 65.122 1.185.643

2027 838.993 321.392 125 67.830 1.228.340

2028 862.793 337.353 125 70.537 1.270.808

2029 886.363 353.314 125 73.245 1.313.047

2030 909.704 369.276 125 75.952 1.355.057

2031 932.816 385.237 125 78.659 1.396.837

2032 955.699 401.198 125 81.367 1.438.389

2033 978.352 417.159 125 84.074 1.479.710

2034 1.000.775 433.121 125 86.781 1.520.802

2035 1.022.970 449.082 125 89.489 1.561.666

2036 1.044.934 465.043 125 92.196 1.602.298

2037 1.066.668 481.004 125 94.904 1.642.701

2038 1.088.174 496.966 125 97.611 1.682.876

2039 1.109.450 512.927 125 100.318 1.722.820

(Sumber : Hasil Perhitungan )

Grafik 4.1 Perbandingan Peramalan Beban Antara

Regresi Linier Berganda Dengan DKL 3.01

4.5 Pengaruh Pembangunan PLTU Madura 2 x

200 MW Terhadap Kelistrikan Madura

Tabel 4.7

Proyeksi Neraca Daya Madura

Tahun Daya Mampu

(MW) Beban Puncak

(MW) Selisih (MW)

Ket

2010 30 127,125 -97,125 Defisit

2011 30 131,441 -101,441 Defisit

2012 30 135,904 -105,904 Defisit

2013 30 140,518 -110,518 Defisit

2014 30 145,289 -115,289 Defisit

2015 430 150,222 279,778 Surplus

2016 430 155,322 274,678 Surplus

2017 430 160,596 269,404 Surplus

2018 430 166,049 263,951 Surplus

2019 430 171,686 258,314 Surplus

2020 430 150,222 255,004 Surplus

2021 430 155,322 251,160 Surplus

2022 430 160,596 247,315 Surplus

2023 430 155,322 243,471 Surplus

2024 430 160,596 239,626 Surplus

2025 430 166,049 235,782 Surplus

2026 430 171,686 231,937 Surplus

2027 430 174,995 228,093 Surplus

2028 430 178,839 224,248 Surplus

2029 430 182,684 220,404 Surplus

2030 430 186,528 216,559 Surplus

2031 430 190,373 212,715 Surplus

2032 430 194,217 208,870 Surplus

2033 430 198,062 205,026 Surplus

2034 430 201,906 201,181 Surplus

2035 430 205,751 197,337 Surplus

2036 430 209,595 193,492 Surplus

2037 430 213,440 189,648 Surplus

2038 430 217,284 185,803 Surplus

2039 430 221,129 181,959 Surplus


Ket : Asumsi sudah tidak ada pasokan listrik ke

Madura melalui kabel laut.

4.6 Analisis Ekonomi Pembangkit

4.6.1 Perhitungan Biaya Pembangkitan Energi

Listrik

Biaya total pembangkitan energi listrik

merupakan penjumlahan dari biaya modal, b iaya

bahan bakar serta biaya operasi dan perawatan.

Karenanya dalam perh itungan biaya pembangkitan

energi listrik, harus dih itung satu persatu dari ket iga

0200000400000600000800000

100000012000001400000160000018000002000000

201020122014201620182020202220242026202820302032203420362038

Regresi

DKL 3.01


biaya tersebut. Untuk PLTU Madura berkapasitas 2 x

200 MW, hasil perh itungannya disajikan pada tabel

berikut :

Tabel 4.8 Biaya Pembangkitan energi Listrik

Perhitungan Suku Bunga

6 % 9 % 12 %

Biaya Pembangkitan (US$ / kW)

260 260 260

Umur Operasi

(Tahun) 25 25 25

Kapasitas (MW) 400 400 400

Biaya Bahan Bakar (US$ / kWh)

0,024 0,024 0,024

B. O & M

(US$ / kWh) 0,001 0.001 0,001

Biaya Modal

(US$ / kWh) 0,0049 0,00386 0,003009

Total Cost (US$ /

kWh) 0.028069 0.028918 0.02996

Investasi (jutaUS$) 104 104 104


4.6.2 Proyeksi Laba - Rugi

Setelah setahun beroperasi maka akan

diperoleh Cash In Flow (CIF) pada tahun pertama

dengan cara menjumlahkan laba / rugi bersih dengan

penyusutan. Laba / rugi bersih ini dih itung dengan

melakukan pengurangan terhadap penjualan berupa

harga pokok penjualan dan biaya bunga. Biaya

penyusutan merupakan biaya penyusutan per tahun

aset (4 %) dari total investasi. Sedang biaya bunga

merupakan penambahan nilai uang jika b iaya

produksi dibungakan disimpan di bank.Untuk suku

bunga sebesar 6 %, dan kita ambil harga penjualan

listrik sebesar 5 cent / kWh (0,05 US$/kWh ) dan 4

cent / kWh (0,04 US$/kWh ). Hasil perh itungannya

ditunjukkan oleh tabel berikut :

Tabel 4.9

Proyeksi Laba / Rugi PLTU Batubara Untuk Suku Bunga 6 %

Uraian

Suku Bunga

6%

Harga Jual (US$/KWh) Harga Jual (US$/KWh)

0,05 0,04

Jumlah Jumlah Jumlah Jumlah

Penjualan 128.044.800 102.435.840

* Biaya Produksi 75.665.042 75.665.042

* Biaya Penyusutan 4.160.000 4.160.000

Harga Pokok Penjualan 79.825.042 79.825.042

Laba kotor 48.219.758 22.610.798

Biaya Operasi

* Biaya Bunga 4.789.503 4.789.503

Total Biaya Operasi 4.789.503 4.789.503

Laba Bersih (CIF) 43.430.255 17.821.295


Tabel 4.10


Uraian

Suku Bunga

9%


0,05 0,04


Penjualan 128.044.800 102.435.840

Harga Pokok Penjualan

* Biaya Produksi 80.762.53 80.762.53



Laba kotor 43.122.227 17.513.267

Biaya Operasi

* Biaya Bunga 7.643.032 7.643.032


Laba Bersih (CIF) 35.479.196 10.123.037


Tabel 4.11


Uraian

Suku Bunga

12%


0,05 0,04


Penjualan 128.044.800 102.435.840

Harga Pokok Penjualan

* Biaya Produksi 77.953.674 77.953.674



Laba kotor 45.931.126 20.322.166

Biaya Operasi

* Biaya Bunga 7.390.231 7.390.231


Laba Bersih (CIF) 38.540.895 12.931.935


4.6.3 Analisis Kelayakan Investasi dengan Net

Present Value (NPV)

Metode Net Present Value (NPV) ini

menghitung jumlah nilai sekarang dengan

menggunakan Discount Rate tertentu dan kemudian

membandingkannya dengan investasi awal (Initial

Invesment). Selisihnya disebut. Apabila NPV tersebut

positif, maka usulan investasi tersebut diterima, dan

apabila negatif ditolak. Berikut disajikan NPV PLTU

Madura 2 x 200 MW setelah 25 tahun beroperasi.


Tabel 4.12 NPV PLTU Madura 2 x 200 MW

Suku bunga Harga jual energi

5 cent US$/kWh 4 cent US$/kWh

Suku bunga 6% 444.881.292 117.550.127

Suku bunga 9% 235.134.402 -13.926.469

Suku bunga 12% 71.298.789 -127.892.823


Dari tabel d iatas, PLTU Madura 2 x 200 MW

layak investasi pada harga jual 5 cent US$/kWh

dengan suku bunga 6%, 9%, dan 12%. Namun untuk

harga jual 4 cent US$ hanya layak investasi untuk

suku bunga 6 %.

4.6.4 Analisis Internal Rate of Return

Tingkat pengembalian internal (internal rate

of return-IRR) adalah tingkat bunga yang

dapat menjadikan NPV sama dengan nol,

karena PV arus kas pada tingkat bunga

tersebut sama dengan investasi awalnya.

Metode ini memperhitungkan nilai waktu dari

uang, sehingga arus kas yang diterima telah di

discount atas dasar biaya modal/tingkat bunga.

Tabel 4.13

Nilai Internal Rate of Return Berdasarkan

Suku Bunga dan Harga Listrik per kWh

Harga Listrik

(cent$/kWh)

Internal Rate of Return %

i = 6 % i = 9 % i = 12 %

5 39% 31% 16%

4 16% 7% 3%


Suatu usulan proyek investasi diterima jika

IRR lebih t inggi atau sama dengan biaya

modal/tingkat suku bunga. Dan usulan proyek

investasi ditolak jika IRR lebih rendah dari b iaya

modal/tingkat suku bunga. Dari hasil perh itungan

internal rate of return dan NPV, maka dapat dianalisa

bahwa proyek ini layak untuk dilaksanakan apabila :

Menggunakan suku bunga 6% dengan

harga listrik US$ 0.04/kWh atau lebih


harga listrik US$ 0.05/kWh atau lebih.


harga listrik US$ 0.05/kWh atau lebih.

4.7 Analisis Perhitungan Biaya Pokok

Penyediaan

4.7.1 Analisis Sebelum PLTU Madura 2 x 200

MW Dibangun

Jika dihitung Biaya Pokok Penyediaan

(BPP) di Madura dengan merincinya per pembangkit

yang ada seperti pada tabel 4.37, dimana BPP per

pembangkit terlampir, maka perhitungannya sebagai

berikut :

PLTG = 100% x Rp 2155,67/kWh

= Rp2155,67/kWh

4.7.2 Analisis Setelah PLTU Madura 2 x 200

MW Dibangun

Biaya Pokok Penyediaan listrik setelah

pembangunan PLTU Madura 2 x 200 MW

diharapkan mengalami penurunan harga jual

(Rp.715,98/kWh). Untuk PLTG memiliki b iaya

pokok penyediaan yang cukup mahal maka sebagian

kapasitasnya akan digantikan o leh PLTU Sehingga

ada perubahan kapasitas pada perhitungannya.

Adapun Biaya Pokok Penyediaan setelah

dibangunnya PLTU ini adalah sebagai berikut:

BPP PLTU = 100% x Rp.118,8/kWh =

Rp.118,8 /kWh Jadi dengan adanya pembangunan PLTU

Madura 2 x 200 MW, maka BPP di Madura turun

menjadi Rp.118,8 /kWh. Sehingga akan lebih

membantu masyarakat dalam pemenuhan kebutuhan

listriknya dengan perbandingan daya beli

masyarakatnya

4.8 Analisis Dampak Lingkungan

Pembangunan PLTU Madura 2 x 200 MW

berbahan bakar batubara diperkirakan akan

menimbulkan dampak baik positif maupun negatif

terhadap komponen lingkungan pada setiap kegiatan,

yaitu :

4.8.1 Tahap Pra Konstruksi

Kegiatan pembebasan lahan dapat

menimbulkan dampak penting berupa keresahan

sosial yang menjurus pada gangguan kamtibmas

apabila tidak diperoleh kesesuaian ganti rugi lahan.

4.8.2 Tahap Konstruksi

Kegiatan pembangunan PLTU Madura 2 x

200 MW dapat menimbulkan dampak penting

terhadap komponen lingkungan seperti berikut:

Kualitas udara menurun, kebisingan, kerusakan

prasarana jalan, penurunan kualitas air laut akibat

kegiatan mobilisasi alat & bahan, emisi gas buang

dari transportasi dan lain sebagainya.

4.8.3 Tahap Operasi

Kegiatan PLTU Madura 2 x 200 MW

selama beroperasi diperkirakan menimbulkan

dampak seperti berikut :

Abrasi, sedimentasi dan gangguan terhadap

aktivitas nelayan akibat adanya bangunan jetty

dan breakwater. Abrasi dan sedimentasi dapat

diatasi dengan pengerukan lumpur secara

berkala. Pemberdayaan kelompok nelayan perlu


dilakukan seperti pemberian hibah berbentuk

bantuan bahan pokok dengan subsidi (raskin)

kemudian berlan jut pada program pemberdayaan

dengan tujuan agar mereka bisa hidup mandiri

serta memperbaiki fasilitas nelayan.

Penurunan kualitas air laut. Lapisan bawah

tempat penimbunan batubara dibuat kedap

air serta daerah tersebut dilengkapi dengan

saluran air pengumpul. Penanggulangan

ceceran minyak dilakukan pembuatan unit

penangkap minyak. Limbah bahang air

pendingin boiler diatasi dengan pendinginan

air bahang dengan prinsip heat transfer.

Kualitas udara akibat kegiatan penimbunan

batubara, proses pembakaran batubara serta

tiupan angin dari penimbunan batubara.

Untuk mengurangi penurunan kualitas udara

hendaknya dilakukan penyemprotan pada

saat penumpahan batubara, pembuatan green

barier, penerapan teknologi pengolahan

udara dengan menggunakan electrostatic

precipitator.

Untuk menghindari keb isingan, turbin

diletakan di ruangan tertutup serta

penanaman pohon disekitar lokasi turbin.

4.8.4 Tahap Pasca Operasi

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.

4.8.5 Clean Development Mechanism (CDM)

CDM adalah satu-satunya mekanis me yang

menawarkan win-win solution antara negara maju

dengan negara berkembang dalam rangka

pengurangan emisi gas rumah kaca (GHGs ), dimana

negara maju menanamkan modalnya di negara

berkembang dalam proyek-proyek yang dapat

menghasilkan pengurangan emisi GHGs , dengan

imbalan CER (Certified Emission Reductions). PLTU

menghasilkan emisi gas rata-rata sebanyak 960

kg/kWh, diatas ambang batas standard emisi gas

Protokol Kyoto. Hal itu berarti PLTU harus membeli

CER dengan nilai :

14,15

$0016,0

16,0

5,0728

960728

Rp

US

cent

centCDM

Artinya PLTU harus membayar karbon kred it sebesar

Rp. 15,14 per kWh. Nilai karbon kredit total :

CDM = - Rp. 15,14 x 400.000

= - Rp.6.056.000/tahun.

Artinya, PLTU Madura ini harus membayar Rp

6.056.000/tahun ke Bank Dunia.

4.9 Analisis Pengambilan Keputusan Prioritas

Pembangkit

Pada analisis pengambilan keputusan,

pembangunan suatu pembangkit harus

mempertimbangkan beberapa aspek seperti aspek

teknis, ekonomi, sosial dan lingkungan. Setiap aspek

yang akan menjad i acuan diberi nilai sesuai dengan

prioritasnya dibandingkan dengan pembangkit yang

lain. Bila d igunakan analisis pengambilan keputusan

dalam pembangunan pembangkit di Madura, maka

dapat disimulasikan seperti tabel 4.39 :

Tabel 4.39

Analisis Keputusan Prioritas Pembangkit Jenis

pembangkit Teknis Ekonomi Sosial Lingkungan Total

PLTA +1 +3 +5 +4 13 PLTU +5 +5 +3 +3 16

PLTD +5 +1 +2 +1 9

PLTG +5 +1 +1 +1 8

PLTGU +5 +2 +1 +2 10

(Sumber : Statistik PLN, data diolah kembali)

Dari tabel d iatas, dapat diambil kesimpulan

bahwa pembangunan PLTU d i Madura merupakan

prioritas utama dibandingkan pembangkit jenis lain.

5. PENUTUP

5.1 KESIMPULAN

Berdasarkan hasil perhitungan dan analisa

yang telah dilakukan dapat diambil beberapa

kesimpulan antara lain :

1. Pemakaian total untuk PLTU berkisar 0,5593 %

dari total batubara yang terdapat di Kalimantan

berdasarkan data tahun 2009. Dengan potensi

batubara di Kalimantan ini ,maka dapat

dipastikan realisasi pembangunan PLTU

Madura 2 x 200 MW tidak akan mengalami

kesulitan dalam hal penyediaan batubara selama

25 tahun operasinya.

2. Proyeksi konsumsi energ i dan pelanggan listrik

di Pulau Madura menunjukkan peningkatan tiap

tahunnya, dengan pertumbuhan tertinggi di

sektor rumah tangga.

3. Pembangunan PLTU Madura 2 x 200 MW

mampu memenuhi kebutuhan listrik d i Madura,

bahkan terdapat kelebihan daya yang dapat

disalurkan ke sistem interkoneksi Jamali untuk

membantu memenuhi kebutuhan listrik d i

daerah lain. Pembangunan PLTU Madura 2 x

200 MW ini juga memberikan dampak pada

menurunnya BPP listrik dari Rp.2.155,67

menjadi Rp.118,8.


4. Berdasarkan hasil proyeksi laba-rugi, maka

biaya produksi dan investasi PLTU Madura 2 x

200 MW ini layak secara ekonomi dengan

menggunakan harga jual diatas US$ 0,05 atau

dengan harga jual 0,04 menggunakan suku

bunga 6%. 5. Pembangunan PLTU Madura 2 x 200 MW

menimbulkan dampak lingkungan antara lain

pencemaran emisi gas. Namun penggunaan

teknologi CDM dan electrostatic precipitator

dapat mengurangi dampak pencemaran oleh

PLTU.

5.2 SARAN

1 Penggunaan teknologi pada pembangkit listrik

berbahan bakar fosil seperti PLTU Madura ini

haruslah ramah lingkungan mengingat

pencemaran lingkungan akibat

pengoperasiannya yang dapat membahayakan

ekosistem maupun kesehatan manusia di

sekitar pembangkit.

2 Dengan dibangunnya PLTU Madura ini, maka

industrialisasi di Madura akan berkembang

sehingga diperlukan juga adanya pembangunan

SDM di Pulau Madura untuk meningkatkan

ekonomi penduduk.

DAFTAR PUSTAKA

1. Marsudi, Djiteng. 2005. Operasi Sistem Tenaga

Listrik. Jakarta : Graha Ilmu.

2. Marsudi, Djiteng. 2005. Pembangkitan Energi

Listrik. Jakarta : Erlangga.

3. Abdul Kadir, 1995. Energi: Sumber Daya,

Inovasi, Tenaga istrik dan Potensi Ek onomi .

Jakarta : Universitas Indonesia.

4. Pujawan, I Nyoman. 2003. Ekonomi Teknik

Edisi Pertama, Jakarta : Guna Widya.

5. Weston, J. Fred dan Copeland, Thomas E. 1999.

Managerial Finance eighth Edition. Jakarta :

Erlangga.

6. Steven C. Chapra, Ph.D, dan Raymond P.

Canale, Ph.D. 1994. Metode Numerik. Jakarta :

Erlangga.

7. Mega. 2008. Analisa Pembangunan PLTU

Janeponto 2 X 125 MW untuk Mengatasi

Krisis Ketenagalistrikan di Sulawesi Selatan

dan Tenggara, Tugas Akhir, , Surabaya :

Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS.

8. Mahmudsyah Syarifuddin, Ir. M.Eng., Kenaikan

Harga BBM dan Problematikanya, Serta

Diversifikasi Energi Menghadapi Era

Pengurangan Subsidi BBM, Seminar, ITS-

Surabaya, 24 April 2002

9. ...,2010. Badan Pusat Statistik, URL: http://

www.bps-jatim.go.id

10. ..., 2005. Statistik PLN,

URL:http://www.pln.co.id

11. ..., 2010. Rencana Usaha Penyediaan Tenaga

Listrik 2010-2019, Departemen Energ i dan

Sumber daya mineral, 2010.

12. Badan Pusat Statistik Jawa Timur. 2010.

Propinsi Jawa Timur Dalam Angka 2009.

Surabaya.


Kabupaten Bangkalan Dalam Angka 2009.

Surabaya.


Kabupaten Sampang Dalam Angka 2009.

Surabaya.


Kabupaten Pamekasan Dalam Angka 2009.

Surabaya.


Kabupaten Sumenep Dalam Angka 2009.

Surabaya.

RIWAYAT HIDUP

Penulis dilahirkan di Sampang, Jawa Timur pada

tanggal 6 Oktober 1987, dilahirkan sebagai putra

ketiga dari empat

bersaudara dari

pasangan Munawi dan

Haryati Ningsih yang

bertempat tinggal di

Sampang, Jawa Timur.

Penulis terdaftar sebagai

mahasiswa Jurusan

Teknik Elektro, Bidang

Studi Teknik Sistem

Tenaga, Fakultas

Teknologi Industri, Institut Teknologi Sepuluh

Nopember Surabaya dengan NRP : 2206 100 189.

Jenjang pendidikan yang telah ditempuh adalah

sebagai berikut :

SDN Banyuanyar II Sampang, lulus tahun

2000

SLTPN 1 Sampang, lulus tahun 2003

SMAN 1 Sampang, lulus tahun 2006

Tahun 2006 terdaftar sebagai mahasiswa

Jurusan Teknik Elektro, Fakultas Teknologi

Industri, Institut Teknologi Sepuluh

Nopember Surabaya.

http://www.bps-jatim.go.id/

http://www.pln.co.id/

analisis pembangunan pltu madura kapasitas...

Documents