estimasi biaya an sistem kelistrikan sumatra

5/11/2018 Estimasi Biaya an Sistem Kelistrikan Sumatra

1/10

E stim asi B ia ya P en gem ba ng an S istem K elisirika nB um atera O psi N uklir( Edwar en L iun)

ESTIMASI BIAYA PENGEMBANGAN SISTEMKELISTRIKAN SUMATERA OPSI NUKLIR

Edwaren LiunPusat Pengembangan Energi Nuklir (PPEN) BATANJI. Kuningan Barat, Mampang.Prapatan, Jakarta 12710Telp/Fax: (021)5204243 Email: edwarencbatan.go.id

ABSTRAKESTIMASI BIAYA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN SUMATERA OPSIN llK LIR . E siim aei B iaya P engem bangan Sistem K elistrik an Sum aiera O psi N uklir ini bertujuanuntuk mendapaikan analisis biaya atas solusi optimum eistem kelietrikan Sumatera denganmenggunakan Program W ASP-No D iiinjau dati segi keekonomian penggunaan PLTN uniukmemenuhi kebuiuhan lisirik di W ilayah Sumatera cukuplayak untuk masa yang akan datang.G eo gra fi S umaie ra c uk up b aik , te ru tama w ila ya h p an ia i iim ur y an g tid ak mem ilik i p ote ns i te nag a a ird an panas bum i. P emanfa aia n m in ya k s ebagai b ahanba ka r p ernbangk its ec ara h esar -b esaran sudahtid ak r ea lis tie meng in ga t b ahan bakarini s an gat 4 ibu tu hk an d ise kto rla fn ny a se pe rti ira nsp or ta si,e le ktr ifik as i w ila ya h-w ila ya h ie rp en cil; d an harganyaJ ia 11 .g r ela tif tin gg i.PLT b eroahanhakar gasmasih d imun gk in ka n u niu k b ebe ra pa d a sa ua rsa men da ia ng d alam kap ae ita s d ay a te rb aia s. S tu di in im enam pilk an tiga skenario , yaitu L ow Secenario , B ase Scenario dan H igh Scenario yang m asing-m asing m enerapkan discount rate 8%, 10% dan 12%. Hasil e siim as i k eb utu f1 .a n b ia ya u ntu kp engembangan s is tem Suma ie ra ada la h 57 465 ju ta US$ p (l{ ia ~BaseS cena rio ~ d is coun t rate 8%, /59349 j uta US$ pada Base Scenurio- rd iscouni rate~Oo;~ ,dan 57 796 j1 .f ta'US$ pada pada'Base Scen"izrio- d is coun t rate 12%. Sedangkan fungs i ob jekt if ada lah 15 172 US$ pada Base S cena rio


2/10

Ju rn al P eng em ba nga n E nergi N uklir V ol. 1 0 N o.2 , D esem ber 2 00 8

1. PENDAHULUAN1.1. Latar belakang

Di seluruh wilayah Indonesia pada umumnya pertumbuhan kebutuhan tenagalistrik selama dasawarsa ini begitu tinggi termasuk di wilayah Sumatera. PLN Penyalurandan Pusat Pengatur Beban Sumatera (P3BS)memproyeksikan bahwa pada tahun 2016 bebanpuncak Sumatera akan mencapai sekitar 6200 MW yang akan membutuhkan kapasitasterpasang sekitra 10000 MW. Krisis listrik di Wilayah Sumatera dan kenaikan hargabahanbakar fosil terutamaminyak bumi sejak beberapa tahun belakangan ini, mendorongpenggunaan nuklir sebagai alternatif di masa depan. Besarnya potensi dan peluangpenggunaan nuklir di Sumatera didasarkan pada kenyataan bahwa diantara sebagiansumber energi yang tersedia saat ini tidak kompetitif dari segi biaya dan ketersediaannya.Penyediaan tenaga listrik masih sebatas pada penambahan pembangkit-pembangkitberskala keeil sehingga tidak dapat mengimbangi pertumbuhan permintaan. Studi inimencoba membuat suatu pemodelan Pengembangan Sistem Kelistrikan Wilayah Sumateradengan Opsi Nuklir yang diprakarsai oleh Bidang Perencanaan Sistem Energi, PusatPengembangan Energi Nuklir, BATAN. Studi dimaksudkan untuk melakukan analisissistem kelistrikan wilayah Sumatera dengan mempertimbangkan PLTN (Pembangkit ListrikTenaga Nuklir) sebagai salah satu pembangkit aIternatif yang dicalonkan.

Berdasarkan data terakhir (RUPTL 2007-2016), hingga saat ini wilayah Sumateramasih terbagi dalam dua bagian wilayah, yaitu bagian utara yang meliputi ProvinsiSumatera Utara dan Aceh Nagroe Darussalam dengan total kapasitas terpasang 1576MWdan daya mampu 1296 MW. Sedangkan wilayah bagian selatan meliputi Sumatera Barat,Riau, Jambi, Sumatera Selatan, Bengkulu dan Lampung dengan total kapasitas 1799 MWdan daya mampu 1607 MW. Diharapkan pada tahun 2009 kedua sistem tersebut telahtersambung menjadi satu kesatuan jaringan Iistrik se Sumateratu.1.2. Tujuan Studi

Sesuai dengan kebijakan Energi Nasional yang bervisi kepada terwujudnyakeamanan pasokan energi dalam negeri, tercapairiya elastisitas energi lebih kecil dari 1(satu) pada tahun 2025, dan terwujudnya energi (primer) mix yang optimal pada tahun2025, maka peranan masing-masing jenis energi untuk memenuhi konsumsi energidiharapkan dapat memperkuat sistem penyediaan energi jangka panjang nasional secaraberkelanjutantu. Salah satu upaya untuk mencapai tujuan tersebut adalah menganalisispermintaan dan penyediaan energi di sektor kelistrikan dengan mengoptimalkan sistem atassemua sumberdaya yang ada berdasarkan kriteria keandalan dan keekonomian.

Hasil yang diharapkan dari studi ini adalah diperolehnya analisis biaya atas solusioptimum sistem keIistrikan Sumatera berupa uraian yang terdiri dari biaya yang dikenakanmasing-masing jenis pembangkit, annual cash flow , dan karakteristik biaya secarakeseluruhan. Untuk disimulasikan konfigurasi pembangkit-pembangkit yang dikontesanuntuk 25 tahun kedepan sehingga diperoleh suatu sistem berupa hasil pemodelan danrunning yang menggunakan Program WASP-IV.

2. OPTIMASI SISTEM KELISTRIKANAnalisis dan optimasi sistem kelistrikan Sumatera dalam studi ini meliputi uraian

karakteristik semua jenis pembangkit yang ada sekarang (ex is ting plants) dan pembangkit-pembangkit yang dikonteskan layak secara teknoekonomi, dan berorientasi pada kecen-derungan teknologi masa depan. Pembangkit yang dikonteskan disebut sebagai candidateplants, meliputi Siklus Ganda berbahanbakar gas 200 MW, PLTU Batubara 300 MW, PLTU

68


3/10

Estima si B ia ya Pengembangan S is iem Kelis tr ik an Suma te ra Op si Nuk lir(Edwaren Liun)

Batubara 600 MW, PLTN Maju 600 MW (AP-600), dan PLTN Standar Korea 1000 MW.Model WASP-IV yang digunakan dalam studi merupakan program optimasi untukmenganalisis keekonomian beberapa jenis pembangkit Iistrik termasuk PLTN. Daiam studiyang menggunakan Model WASP-IV ini metodologi terdiri atas: 1) analisis atas kurvabeban; 2) analisis komponen biaya pembangkitan; dan 3) proyeksi beban listrik; 4)karakteristik teknologi pembangkitan.

2.1 Analisis Kurva Bebane'Optimasi menggunakan metode analisis screening curve yang menampilkan proyeksi

beban sistem dan biaya masing-masing unit pembangkit, Didalam program WASP-IVkarakteristik ekonomi pembangkit diinputkan sebagai unit-unit yang memenuhikarakteristik kurva lama beban (load duration curve, LD C) untuk memperoleh bauranoptimum sistem pembangkitan. Gambar 2 menunjukkan sc ree nin g curv e dan LDe yangmenjalankan kriteria keekonomian unit-unit jenis pembangkit di dalam sistem. Untukmenentukan keandalan pembangkit, salah satu kriteria terpenting adalah r es er ve marg inyang dipenuhi berdasarkan kombinasi load ing order dan karakteristik masing-masing unityang disimulasikan. Dalam hal ini reserve marg in berada diantara batas maksimum danminimum sebagai cadangan dingin yang disusun berdasarkan pola operasi optimum dalammenjaga keandalan sistem. Estimasi kapasitas reserve margin yang diinginkan adalah sepertiditunjukkan pad a Gambar 1.

Sesuai dengan karakteristik LDe Sumatera yang diinputkan di dalam program,diperoleh persamaan polinomial berorde 5 yang memberikan Y = -4x10-9X S + 6x107 X 4 -5x10-5X 3 + 0,0018 X 2 - 0,0376 X + 1,0294. Nilai Y adalah porsi beban sistem yang menentukanfaktor kapasitas unit masing-masing, dan X adalah fraksi waktu. Substitusi faktor kapasitasyang sudah ditentukan kedalam persamaan ini akan diperoleh titik potongnya terhadapbeban seperti sampel berikut:Untuk Xi = 0,2 -) Yi = 0,75

X2= 0,75 -) Y2 = 0,62

P(MW] . .'MAXIMUM RES . MARGIN ~I'~

. . . . . . . . . . . . . . . .RESERVEMARGINMINIMUMRES . MARG IN

SYSTEtoIPEAK~OAO

l{yr]

Gambar 1: Res er ve Ma rg inUrutan pembebanan pembangkit disesuaikan dengan kriteria faktor kapasitas

sebagai fungsi dari karakteristik keekonomian pembangkitan. Dengan demikian programWASP memilih masing-masing unit menurut biaya investasi dan biaya operasi pada urutanpembebanan ( loading order) sistem, seperti ditunjukkan pada Gambar 2.

69


4/10

J urnal P engembangan Energ i N uk lir V ol. 10 No.2 , December 2008

~. +?.....~ ++

" " . . . .i'JV."_'.'. ''+'.+".'. jQ 'O . . . . . .

,j .......... . . . . . pI-TN

INV.COST C AP AC IT V F AC TOR

0.6 _ _ _._._.____._._.__.__._.___._._._._._-_.y ~ -4 E-OS ~ +SE -0 7x - 6E -0 5~ + 0 ,0 01 e x - O.0376x + 1.02

: : 1 - - - - - " - - - -o POI'"~ ,

..................... _ _ _ .. _ _ . _ _ . _ . _ _--__;. .~ ~ ~ ~ :& ; : ; R0 C) 0 ci ci d

, ,i

Gambar 2: Screening Curve dan LDC

2.2. Analisis Komponen Biaya PembangkitantuBeberapa aspek yang tekait dengan kondisi saat ini, karakteristik pembangkit yang

telah ada maupun yang dicalonkan, termasuk kebijakan-kebijakan yang harus diterapkan,dan berbagai kendalanya pada sistem (perencanaan pengembangan atau kebijakan pengem-bangan) dievaluasi dengan menggunakan fungsi biaya ( ob jec ti ve func tion ) yang kompo-sisinya terdiri dari: (1) Biaya investasi (I); (2) Nilai sisa ( sa lvage valu e, S); (3) Biaya bahanbakar(F); (4) Biaya operasi dan perawatan diluar biaya bahanbakar (M); dan (6) Biaya energi takterlayani (energy not served, Q). Persamaan fungsi biaya yang dioptimasi dengan WASPadalah sebagai berikut:

Bj :::JJlj,t - Sj,t + Fj,t + Lj,t + Mj,t + OJ,t] (2-1)dimana:B j adalah fungsi objektif (objective funct ion) dari perencanaan pengembangan,t adalah periode waktu dalam tahun (1, 2, 3, ... , T),T adalah periode studi (total jumlah tahun), dan garis di atas simbol-simbol tersebut

menyatakan nilai terdiskon yang mengacu ke tahun referensi dengan d ic co un i ra te i.Jika [Ki] merupakan vektor yang berisi sejumlah unit pembangkit yang beroperasi dalam

tahun t untuk perencanaan pengembangan yang diberikan, maka [Ki] harus memenuhihubungan sebagai berikut:

[Ki ] = [Ki-i] + [A t] - [R i] + [UI] (2-2)

70


5/10

E siim asi B iaya P engem bangan Sistem K elistrikan Sum atera O psi N uklir .( Edwar en L iun)

vektor penambahan unit pembangkit yang committed dalam tahun t,vektor pemadaman permanen (retired) unit pembangkit dalam tahun t,vektor penambahan calon unit pembangkit ke sistem dalam tahun t, [Ut] ;;::[01.

[A t] dan [R t] datanya diketahui, dan [U t] adalah vektor konfigurasi sistern yangmerupakan variabel yang tidak diketahui untuk ditentukan.

Periode kritis (p) didefinisikan sebagai periode tahun dimana perbedaan antara"kapasitas pembangkit yang tersedia dan beban puncak adalah sangat kecil. Periode initerjadi karena keterbatasan daya mampu pembangkit yang ada, maintenance period yangkritis atau kondisi musim penyebab minimumnya cadangan air waduk PLTA. Gambar 1 diatas menunjukkan posisi yang dibutuhkan kurva r ese rve marg in terhadap beban puncaksistem yang memenuhi persamaan (3-4). [ika P(Kt,p) adalah kapasitas sistem terpasangdalam periode kritis tahun t, maka syarat berikut harus dipenuhi oleh setiap konfigurasiyang diterima, yang mana:

dimana:[At] =[Rt][Ut1 =

(1 + at)D t,p ;;::P(Kt,p) ;;::(1 + bt)Dt.p (2-3)Dengan demikian kapasitas terpasang dalam periode kritis harus berada di antara reservemargin maksimum (at) dan minimum (bi), di atas beban puncak Dt,p dalam periode kritistahun tersebut. Keandalan konfigurasi sistem yang dievaluasi oleh program WASPdinyatakan dengan Loss-oj-Load Probabi li ty (LOLP). [ika LOLP(Kt,a) dan LOLP(Kt,i}masing-masing adalah LOLP tahunan dan LOLP periode, maka setiap konfigurasi yang diterimaharus memenuhi syarat berikut: .

LOLP(Kt,a) s c.,LOLP(Kt,i) ::;;Ct,p (untuk semua periode),

(2-4)(2-5)

dimana:Ce dan Ct,p adalah nilai batasan yang ditentukan sebagai data inputan.

Jika suatu rencana pengembangan terdiri dari konfigurasi dimana permintaan energitahunan Et lebih besar dari suplai listrik dari pembangkit tahunan Gt dari semua unitterpasang dalam konfigurasi untuktahun t, maka total biaya perencanaan harus dikenaipinalti dengan biaya energi tak terlayani (ene rgy not serve) yang diformulasikan sebagai:

Nt = = Et-GtKomponen biaya dari Bj dalam persamaan (3.1) dapat dihitung sebagai berikutl:U:

(2-6)

Biaya Investasi dan Nilai Sisa (salvage value),ij,t = = ( 1 + if tl x L:[UIk XMW k]Sj,t = (1 + ifTI x L : [ O k , t xU Ik XMW k]

(2-7)

(2-8)dimana:

L : jumlah perhitungan semua unit yang dipertimbangkan (termal dan hidro)untuk ditambahkan dalam tahun t dengan rencana pengembangan j ..

UIk = biaya investasi unit k, dinyatakan dalam $/MWMWk kapasitas unit k, dalam MW

71


6/10

J urn al P en gembanga n Ene rg iNuk lir V o l. 10No .2 , De sember 2008

Ok,1 =i =t' = =T ' =to = =T

faktor nilai sisa untuk unit k,discoun t ra te ,t + to - 1T+tojumlah tahun antara tahun referensi dan tahun pertama studi,lama periode studi (dalam tahun)

B iaya Baha llbakar- ( _fLO 5 h=NHYDr ]Fj,t = I+i) , h~l lah'Pj,t,h

dimana:(2-9)

o .h probabilitas dari hydro condit ion h, untuk Indonesia adalah 1,\I1j.t,h = = total biaya bahanbakar (jumlah biaya bahanbakar untuk unit termal dannuklir),NHYD = jumlah hydro conditi on yang didefinisikan.

Biaya O perasi dan P erauiatan di Luar Bahanbakar- ( )-tLO 5 r ]Mj,t:;; l+i 'xI.tUFO&M,xMW/+UVO&M/xG/,t

L = =UFO&M,UVO&M,G,.t

(2-10)jumlah semua unit yang ada (ex is t ing plant) dalam sistem, tahun tbiaya tetap O&M unit t (dalam $/MW-tahun)biaya variabel O&M unit t (dalam $/MW-tahun)pembangkit t yang diharapkan dalam tahun t, dalam kWh, yang dihi-tung sebagai jumlah energi yang dibangkitkan oleh pembangkit.

Biaya E nergi Tak T erlayani (energy not served)

[ 2 ].= (l+irtLO,5 xN1fD a+!?_x[N t'h)+ ':'x[N{'h) xN 'xaJ,t h=l 2 EAt 3 EAt t,h ha, b dan cNt.hEAt =

(2-11)

konstanta ($/kWh) ditentukan sebagai data inputan,jumlah energi tak terlayani (kWh) untuk kondisi PLTA h pada tahun t,permintaan energi (kWh) dari sistem dalam tahun t.

Z.3. Proyeksi Beban ListrikBeban listrik Wilayah Sumatera berkembang dengan pertumbuhan sekitar 11% per

tahun. Proyeksi pertumbuhan permintaan energi berdasarkan analisis untuk wilayahSumatera yang dikembangkan dengan Model f or A na lysis o f E nerg y P erm in ta an (MAE D) padaStudi CADES. Nilai keseluruhan untuk Indonesia didefinisikan sebagai perbedaan antaranilai masing-masing wilayah terhadap keseluruhan nasional. Rincian di antara wilayahdilakukan secara manual berdasarkan driv ing facto r yang sarna di dalam model MAED,seperti ekonomi, demografi, gaya hidup, dan teknologi. Hasil akhir keseluruhan untukproyeksi permintaan energi oleh masing-masing Wilayah Suamatera adalah sepertiditunjukkan pada Tabel 1.

72


7/10

Estimas i B ia ya Pengembangan S is iem Kelis ir ik an Sumaie ra Ops i Nuklir(Edwaren Liun)

Tabel1: Kebutuhan dan Pertumbuhan Energi Wilayah Sumaterats1 9 9 7 2 0 0 0 2 0 0 5 2 0 1 0 2 0 1 5 2 0 2 0 2 0 2 5

Kebutuhan Energi (PJ) 8 3 8 , 4 2 8 9 5 , 5 8 9 6 9 , 9 3 1 1 2 2 , 9 9 1 2 9 0 , 7 5 1 5 3 7 , 9 9 1 7 8 5 , 1 5Kebutuhan Listrik (MW) 2 4 8 5 4 0 4 1 6 9 7 0 1 1 1 2 9 1 6 5 8 7Pertumbuhan Keb. Energi 5 , 3 9 % 6 , 5 5 % 7 , 8 0 % 7 , 5 2 % 7 , 6 2 % 7 , 3 1 %

2.4. Karakteristik Teknologi PembangkitanAda tiga skenario yang dianalisis dalam studi ini, yaitu skenario dasar, rendah dan

tinggi. Masing-masing skenario menerapkan pula tiga kasus d isco un t ra te} yaitu 8%, 10% dan12%. Untuk dicouni rate 12% pada Modul DYNPRO dikenakan IDC masing-masing sebesar11,89% terhadap PLT gas siklus ganda, 24,63% terhadap N600 (PLTN 600 MWe), 30,41%terhadap NI0H (PLTN 1000 MWe), 20}56%terhadap C600 (PLTU Batubara 600 MWe) dan14,13% terhadap C300 (PLTV Batubara 300 MWe) , Distribusi biaya (domestic dan foreign)selama periode konstruksi dilakukan oleh REPROBAT yang mengasumsikan kurva 's 'untuk fungsi yang menyatakan pengeluaran menurut waktu. Tabel 2 adalah rangkumankarakteristik teknologi pembangkitan menurut jenis pembangkit yang dikonteskan.

Tabel 2: Rangkuman Karakteristik Pembangkitan pada VARSYS[6]Min. Capaw Heat Rates Fuel Costskcal ! kWh Cents I FOR Days Maint O&M O&MNo. Name Load city Schld. Class (fix) (Yar)Base Avge Millionkeal % MainMW MW Load liter Domstc Foreign MW $lkWm $IMWh

1 C C 2 H 1 0 0 200 3 6 0 0 2 4 5 0 1 9 9 0 0 4 2 4 200 2 . 1 4 . 02 N 6 0 0 5 0 0 6 0 0 3 2 0 0 2 5 5 0 0 2 0 2 8 4 2 6 0 0 2 . 2 3 . 53 N I 0 H 7 0 0 1 0 0 0 3 2 0 0 2 5 5 0 0 2 0 2 8 4 8 1 0 0 0 2 . 2 2 . 04 C 6 0 0 4 5 0 6 0 0 3 5 5 0 2 5 5 0 4 3 3 0 5 4 0 6 0 0 1 . 8 2 . 05 C 3 0 0 150 3 0 0 3 5 5 0 2 5 5 0 3 7 7 0 5 2 8 3 0 0 2 . 9 2 . 5

3. ANALISIS HASIL3.1. Fungsi Objektif

Fungsi objektif kumulatif menggambarkan fungsi biaya keseluruhan atas hasilsolusi optimum perencanaan selama periode studio Urutan pembangkit yang ditambahkankedalam sistem (rencana pengembangan atau kebijakan pengembangan) beserta batasannyadievaluasi dengan fungsi ini. Secara keseluruhan fungsi objektif kumulatif masing-masingkasus adalah seperti terangkum pada Tabel3. Selanjutnya Gambar 3 melukiskan pergerakanfungsi objektif dad tahun ke tahun berdasarkan solusi optimum kasus. Sedangkan aliranmodal kumulati total ditunjukkan pada Gambar 4.

Perbandingan antara aplikasi nuklir dan tanpa nuklir dapat dilihat pada hasil BaseScenario sendiri yang menerapkan ketiga discount rate, yaitu 8%/ 10% dan 12%. Dengandisco unt rate 8% pad a skenario ini dibutuhkan 178505,33 kiloton batubara, 1295,51 kilotongas alam dan 2,73 kiloton uranium sebagai penghasil listrik yang dominan. Pada discountrate 10% dibutuhkan 403 242,51 kiloton batubara, 2692,58 kiloton gas alam dan 1,37 kilotonuranium. Sedangkan pada discount rate 12% yang tidak memunculkan nuklir dibutuhkan649331.96 kiloton batubara dan 3 625,88 kiloton gas alamo Secara keseluruhan perbandinganvolume pada discount rate 8%, 10% dan 12% adalah 180 699,37} 403242.51 dan 654791,11kiloton. Estimasi aliran modal kumulatif adalah seperti ditunjukkan pada Gambar 4.

73


8/10

[urnal Pengem bangan E nergi N uklir V ol. 10N o.2 , D esem ber 2 00 8

1,200,000

1,000,000

800,000 f i >~600,000 . l ! l:gu400,000200,000

2010 2014 2018 2022 2026Year1_SALVAL I3i5'EI CONCST c=JOPCOST c::::::J 8 ' lSCST-TOTAL!Gambar 3: Pergerakan Fungsi Objektif untuk Base Scenario DR 10%

350003000025000~U)i20000o: 3 15000~ 100005000

oYEAR

Gambar 4: Aliran Modal Kumulatif Total

TabeI 3: Fungsi Objektif Kumulatif masing-masing kasus (juta US$)(6]

Scenario Discount Rate8% 10% 12%High 27.252 23.849 21.203Base 15.172 12.663 11.017Low 9.554 8.469 7.282

3.2, Kemunculan PLTNKriteria optimasi menentukan kemunculan PLTN di dalam bauran sistem pembang-

kitan berdasarkan pertumbuhan demand, parameter ekonomi yang diterapkan, karakteristikbeban, kriteria keandalan, dan karakteristik ekonomi teknologi pembangkitan. Parameter-parameter tersebut selanjutnya digunakan sebagai masukan pada screening curve yangditunjukkan pada Gambar 2 yang menampilkan faktor kapasitas sebagai fungsi biaya. Padadiscount rate yang lebih tinggi, pembangkit dengan biaya modal tinggi menjadi tidak

74


9/10

Estimaei B iaya Pengembangan S is tem Kelis ir ik an Suma te ra Opsi Nuklir(Edwaren Liun)

ekonomis, sehingga tidak terpilih sebagai solusi optimum. Sementara pembangkit denganbiaya modal lebih rendah mempunyai nilai keekonomian lebih tinggi, sehingga cenderunguntuk terpilih. Analisis sistem Sumatera menerapkan tiga kategori d isco un t ra te, yaitu 8%,10%, dan 12%. Total biaya berdasarkan bahan bakar untuk solusi optimum sistem selarnaperiode studi ditunjukkan pada Gambar 5. Berdasarkan parameter ekonomi pembangkitandan harga bahan bakar, untuk Base Scenario PLTN muncul muIai tahun 2014 dengan unit 600MW.

1400

1200

1000. . .f);::) 800z0::l 600...J:1 :

400

200

IilDiEPIJ CCGAIJ GTGA[J GTOIEl srcoIJ NUC

o2006 2009 2012 2015 2018 2021 2024 2027 2030

YEAR

Gambar 5: Komposisi Biaya Pembangkit Terpilih pada Base Scenario, DR 10%3.3. Biaya Pembangkitan untuk Solusi Optimum

Biaya pembangkitan terdiri dad biaya konstruksi (modal), biaya bahan bakar, biayaO&M dan hiaya energy not serve, dijelaskan pada Pasal 2.2. Secara keseluruhan total biayayang dibutuhkan selama periode studi adalah seperti ditunjukkan pada Tabel 4.Tabel4: Estimasi Kebutuhan Biaya Total Pembangkit Listrik 2006-2030 (Juta US$)[61

Skenario Kons- Bahanbakar Bahanbakar O&M dan TOTALtruksi Domestik Im:eort ENSRendahLow 8% 16202 7626 2083 6592 32503Low 10% 16621 8333 1803 6439 33196Low 12% 13932 12164 0 6130 32226DasarBase 8% 34111 5567 6145 11643 57465Base 10% 33244 11600 3091 11414 59349Base 12% 27876 19057 0 10863 57796TinggiHigh 8% 49007 6323 11096 17747 84173High 10% 46556 14363 7066 18106 86091High 12% 44220 20982 4381 17765 87349

Fungsi objektif dari hasil pemodelan adalah berupa total biaya yang memperhitungkans alv ag e v alu e selama periode studi sehingga nilainya lebih rendah. Sedangkan pada discountrate lebih rendah akan diperoleh fungsi objektif yang lebih tinggi karena ketidak munculansepenuhnya nilai s alv ag e v alu e pada proyek-proyek dengan nilai investasi lebih tinggi.

75


10/10

[urnal P engem banganEnergi N uklir V ol. 1 0 N o.2, D esem ber 20 08

4. KESIMPULANDari hasil analisis yang menggunakan tiga tingkat d is coun t ra te diperoleh kesimpulan

bahwa kelayakan ekonomi pengembangan sistem kelistrikan Sumatera mendapat pengaruhyang signifikan oleh besarnya biaya investasi dan discount rate yang berlaku. Dalampemilihan teknologi pembangkitan, program WASP menganalisis sistem berdasarkankriteria keandalan dan ekonomi. Pembangkit yang membutuhkan biaya investasi tinggiseperti PLTN menjadi sulit bersaing secara ekonomi pada disc oun t ra te yang tinggi. Namunpada High Scenario dengan d iscoun t rate 12%PLTN tetap muncul.

Estimasi kebutuhan biaya untuk pengembangan sistem Sumatera adalah 57 465 juta US$pada Base Scenario DR 8%,59349 juta US$ pada Base Scenarion DR 10%, dan 57796 juta US$pada pada Base Scenario DR 12%. Sedangkan fungsi objektif adalah 15172 US$ pada BaseScanario DR 8%, 12663 juta US$ pada Base Scenario DR 10%, dan 11 017 juta US$ pada BaseScenario DR 12%.

DAFTAR PUSTAKA

[1] ANONIM, Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik 2007-2016, PT PLN (Persero)Penyaluran dan Pust Pengatur Beban (P3B) Sumatera, 2007.

[2] ANONIM, Keputusan Meteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor: 2270K/31/MEM/2006 Tentang Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional 2006 - 2026,Departemen Energi dan Sumber Daya Mineral, Jakarta 30 [uni 2006.

[3] IAEA, Technical Reports Series No. 241, Expansion Planning for Electrical GeneratingSystems, A Guide Book, International Atomic Energy Agency.Vienna, 1984.

[3] ANONIM, Neraca Daya Sistern Sumatera, http://www.ptplnIp3bs.com. PT PLN(Persero), Rabu, 9 Mei 2007.

[4] IAEA, Computer Manual Series No.8, Wien Automatic System Planning (WASP)Package, A Computer Code for Power Generating System Expansion Planning VersionWASP-IV, User's Manual, International Atomic Energy Agency, Vienna, 2000.

[5] ANONYMOUS, Comprehensive Assessment of Different Energy Sources For ElectricityGeneration In Indonesia (CADES), Energy Demand And Supply Analysis (Phase I),Report Prepared By A Team of Experts From Indonesia with The Guidance of TheInternational Atomic Energy Agency Under The Technical Cooperation ProjectIns/0/016, May 2002.

[6] ANONIM, Laporan Akhir Studi Perencanaan Pengembangan Sistem PembangkitanListrik Sumatera Dengan Opsi Nuklir, Pusat Pengembangan Energi Nuklir, BATAN,Jakarta, Desember 2007.

76
http://www.ptplnip3bs.com./http://www.ptplnip3bs.com./

estimasi biaya an sistem kelistrikan sumatra

Documents