studi kelayakan pembangunan pembangkit listrik tenaga mikrohidro dan pikohidro aliran kali ...

12 Pages·2010·0.54 MB·Indonesian

STUDI PERBANDINGAN EFISIENSI KAPASITAS DAYA PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA MAGNET
HIDRODINAMIK TERHADAP PLTU 100 MW DI CILEGON

Indra D Permana
Jurusan Teknik Elektro-FTI, Institut Teknologi Sepuluh Nopember
Kampus ITS, Keputih Sukolilo Surabaya 60111

Abstrak konvensional yang menggunakan putaran konduktor
Petumbuhan penduduk diseluruh dunia identik berupa rotor dalam proses pembangkitan energy listrik.
dengan pertumbuhan energi. Dengan berkurangnya Pembangkit listrik tenaga magnet hidro dinamik dapat
sumber energi maka percepatan perekonomian tidak memanfaatkan pembakaran batubara secara langsung
dapat tercipta. Yang terpenting dari energi listrik tanpa proses pemurnian terlebih dulu. Hal ini yang
adalah percepatan perkembangan sumber energi listrik membedakan pembangkit listrik hidrodinamik dengan
bagi kelangsungan hidup yang lebih baik. Kita ketahui pembangkit listrik tenaga uap konvensional. Hal ini
bahwa sumber energi listrik yang berasal dari minyak dapat meningkatkan efisiensi pemakaian bahan bakar
bumi, batubara, nuklir, energi matahari, energi panas lebih dari 20 %. Selain itu pemanfaatan gas buang yang
bumi, tenaga angin sampai dengan pemanfaatan tenaga panas dari siklus terbuka pembangkit ini dapat di
fusi sebagai energi alternatif. Meski batubara termasuk manfaatkan untuk menggerakkan turbin uap.
sumber energi tak terbarukan, namun hasil penelitian Pembangkit magnet hidrodinamik yang merupakan
menunjukkan bahwa Indonesia mempunyai cadangan jenis pembangkit listrik cogeneration yang ekonomis
batubara sekitar 50 miliar ton yang tersebar di dan ramah lingkungan.
Sumatera, Kalimantan, Jawa, Sulawesi dan Papua.
1.2 Perumusan Masalah
Sekitar 85% diantaranya adalah untuk PLTU. Hal ini
Penggunaan energi batubara sebagai bahan dasar
menunjukkan bahwa Indonesia memiliki cadangan
pembangkit listrik tenaga uap memiliki berbagai efek
batubara terbesar di Asia Tenggara. Akan tetapi
diantaranya :
pemanfaatan energi batu bara kurang maksimal karena

sistem pembangkit Indonesia cenderung berorientasi
1. Bagaimana peramalan beban dan konsumsi energi
pada PLTU, yang pada kenyataannya pembangkit
listrik sampai tahun 2025, kaitannya dengan neraca
tenaga uap batu bara hanyamemiliki efisisensi konversi
daya di kabupaten Cilegon propinsi Banten?
yang tidak lebih dari 40 %. Disamping itu pengaruh
2. Berapakah biaya pembangkitan PLTU dan
limbah dari PLTU berupa karbon, SO NO sangat
4, x PLTMHD US$/kW dan harga energi US$/kWh (
berbahaya bagi kelangsungan mahkluk hidup. Perlu
BPP dan harga jual dengan memperhatikan daya
adanya solusi dari permasalahan tersebut untuk
beli masyarakat)?
melahirkan teknologi – teknologi yang tepat guna
3. Bagaimana perbandingan efisiensi biaya bahan
dalam mengurangi pemborosan energi.
bakar yang terpakai pada pengoperasian PLTU dan
Sistem pembangkit listrik magnet hidrodinamik
PLTMHD?
adalah salah satu teknologi terapan yang menawarkan
4. Bagaimana Pengaruh PLTU dan PLTMHD di
beberapa keunggulan dibandingkan pembangkit uap
Cilegon untuk pemenuhan kebutuhan energi listrik
batu bara. Selain memiliki tingkat efisiensi daya yang
di propinsi Bnaten sampai dengan tahun 2025?
lebih tinggi, teknologi MHD juga merupakan sistem
5. Bagaimana Kelayakan PLTU dan PLTMHD 100
combined cycle yang memiliki keandalan dalam
MW untuk kebutuhan listrik di Cilegon ?
membangkitkan energi listrik secara kontinyu yang
6. Bagaimana tingkat efisiensi dalam memproduksi
bersih dan ramah lingkungan.
energi listrik antara PLTU dan PLTMHD 100MW ?

7. Bagaimana dampak pembangunan PLTU dan
1. PENDAHULUAN
PLTMHD terhadap aspek lingkungan ?
1.1 Latar Belakang

Diversifikasi energi (bauran sumber energi)
1.3 Batasan Masalah
merupakan suatu konsep / strategi yang dapat
Karena ruang lingkup permasalahan yang sangat luas,
dipergunakan sebagai alat untuk mencapai
maka dalam penulisan tugas akhir ini, permasalahan
pembangunan energi dan ekonomi yang berkelanjutan.
akan dibatasi pada :
Kebijakan bauran energi menekankan bahwa Indonesia
1. Proses pembangkitan energi listrik tenaga magnet
tidak boleh hanya tergantung pada sumber energi
hidrodinamik dibahas secara spesifik.
berbasis fosil, namun harus juga mengembangkan
2. Perbandingan efisiensi daya generator magnet
penggunaan energi terbarukan.
hidrodinamik sebagai pembangkit energi listrik
Magnet hidrodinamik adalah salah satu teknologi
alternatif dengan pembangkit listrik tenaga uap
alternatif yang menjanjikan sebagai salah satu sumber
Batu bara
pembangkit energi listrik efisien dan bersih.
3. Pembahasan mengenai perbandingan kelayakan
Pembangkit listrik magnet hidrodinamik menggunakan
pembangunan PLTMHD dan PLTU 100 MW di
energi kinetik gas plasma sebagai konduktornya yang
kabupaten Cilegon.
memotong medan magnet. Berbeda dengan generator

1
1.4 Tujuan berlangsung dengan cara melibatkan suatu bentuk
Tujuan dari penulisan ini adalah melakukan energi lain. Bila energi lain yang berfungsi sebagai
perbandingan perencaanaan pembangunan pembangkit medium ini tidak ada, maka tidak akan terbangkit
energi listrik magnet hidrodinamik terhadap PLTU energi listrik.
sebagai sumber energi listrik mutual yang memiliki Berdasarkan proses pembangkitannya, dapat dibedakan
efisiensi tinggi pada proses pembangkitannya dan menjadi :
sebagai upaya dalam menciptakan teknologi a. Pembangkit non thermal, yaitu pembangkit yang
pengolahan batu bara yang bersih dan ramah terhadap dalam pengoperasiannya tanpa melalui proses
lingkungan. thermal atau pemanasan.
b. Pembangkit thermal, yaitu pembangkit yang dalam
1.5 Relevansi pengoperasiannya melalui proses thermal atau
Dari hasil pembahasan perencanaan pembangkit pembakaran.
tenaga magnet hidrodinamik ini di harapkan dapat
mengurangi pemborosan dalam proses pembangkitan 2.3 Pengolahan Batubara
energi di masa – masa mendatang. Pembangkit tersebut Batu bara yang langsung diambil dari bawah
juga dapat memberikan konstribusi dalam pemanfaatan tanah, disebut batu bara tertambang run-of-mine
dan pengembangan teknologi magnet hidrodinamik (ROM), seringkali memiliki kandungan campuran yang
yang dapat menekan jumlah pemakaian batu bara tidak diinginkan seperti batu dan lumpur dan berbentuk
sebagai bahan dasar pembangkitan sehingga pecahan dengan berbagai ukuran. Namun demikian
infrastruktur pembiayaannya jauh lebih terkendali. pengguna batu bara membutuhkan batu bara dengan
Pemanfaatan sumber energi terbarukan memiliki mutu yang konsisten. Pengolahan batu bara – juga
potensi yang luar biasa dalam menunjang peningkatan disebut pencucian batu bara (―coal benification‖ atau
teknologi pembangkitan yang andal dan memiliki ―coal washing‖) mengarah pada penanganan batu bara
efisiensi tinggi tertambang (ROM Coal) untuk menjamin mutu yang
konsisten dan kesesuaian dengan kebutuhan pengguna
2. TEORI PENUNJANG
akhir tertentu.
2.1 Batubara

Batu bara adalah sisa tumbuhan dari jaman
2.4 Proses Terjadinya Energi Listrik Pada PLTU
prasejarah yang berubah bentuk yang awalnya
Pembakaran batu bara ini akan menghasilkan uap
berakumulasi dirawa dan lahan gambut. Penimbunan
dan gas buang yang panas. Gas buang itu berfungsi
lanau dan sedimen lainnya, bersama dengan pergeseran
juga untuk memanaskan pipa boiler yang berada di atas
kerak bumi (dikenal sebagai pergeseran tektonik)
lapisan mengambang. Gas buang selanjutnya dialiri ke
mengubur rawa dan gambut yang seringkali sampai ke
pembersih yang di dalamnya terdapat alat pengendap
kedalaman yang sangat dalam. Dengan penimbunan
abu setelah gas itu bersih lalu dibuang ke udara melalui
tersebut, material tumbuhan tersebut terkena suhu dan
cerobong. Sedangkan uap dialiri ke turbin yang akan
tekanan yang tinggi. Suhu dan tekanan yang tinggi
menyebabkan turbin bergerak, tapi karena poros turbin
tersebut menyebabkan tumbuhan tersebut mengalami
digandeng/dikopel dengan poros generator akibatnya
proses perubahan fisika dan kimiawi dan mengubah
gerakan turbin itu akan menyebabkan pula gerakan
tumbuhan tersebut menjadi gambut dan kemudian batu
generator sehingga dihasilkan energi listrik. Uap itu
bara. Pembentukan batubara dimulai sejak
kemudian dialiri ke kondensor sehingga berubah
Carboniferous Period (Periode Pembentukan Karbon
menjadi air dan dengan bantuan pompa air itu dialiri ke
atau Batu Bara)– dikenal sebagai zaman batu bara
boiler sebagai air pengisi.
pertama – yang berlangsung antara 360 juta sampai
PLTU ini dilengkapi dengan presipitator elektro
290 juta tahun yang lalu. Mutu dari setiap endapan batu
static yaitu suatu alat untuk mengendalikan partikel
bara ditentukan oleh suhu dan tekanan serta lama
yang akan keluar cerobong dan alat pengolahan abu
waktu pembentukan, yang disebut sebagai ‗maturitas
batu bara. Sedang uap yang sudah dipakai kemudian
organik‘.
didinginkan dalam kondensor sehingga dihasilkan air

yang dialirkan ke dalam boiler. Pada waktu PLTU
2.2 Pembangkit Tenaga Listrik
batubara beroperasi suhu pada kondensor naiknya
Secara umum pembangkitan tenaga listrik dapat
begitu cepat, sehingga mengakibatkan kondensor
diklasifikasikan menjadi dua kelompok, yaitu :.
menjadi panas. Sedang untuk mendinginkan kondensor
 Berdasarkan metode pembangkitannya, dapat
bisa digunakan air, tapi harus dalam jumlah besar, hal
dibedakan menjadi:
inilah yang menyebabkan PLTU dibangun dekat
a. Metode pembangitan dengan konversi langsung
dengan sumber air yang banyak seperti di tepi sungai
(direct energy conversion), yaitu terbangkitnya
atau tepi pantai.
energi listrik (dari energi primer) terjadi secara

langsung, tanpa keterlibatan bentuk energi lain
2.5 Proses Terjadinya Energi Listrik Pada
sebagai antara (medium)
PLTMHD
b. Metode pembangkitan dengan konversi tak
Di bawah kondisi tekanan tinggi, listrik dihasilkan
langsung (indirect energy conversion), yaitu
dari proses gasifikasi senyawa gas melalui pembakaran
terbangkitnya energi listrik (dari energi primer)
2
bahan bakar fosil. Sebagian besar sistem MHD Metode tersebut paling banyak digunakan oleh PLN.
menggunakan batu bara atau gas alam sebagai bahan Pada perhitungan metode tersebut di bagi menjadi
bakar fosil. Namun, gas inert seperti argon dan helium beberapa perhitungan dalam tiap sektornya meliputi :
yang juga digunakan dalam beberapa sistem
MHD. Gas ini dinjeksikan kedalam channel /duct a) Sektor Rumah Tangga
melalui nozzel dengan kecepatan tinggi 1000-2000 b) Sektor Komersil
m/s. Magnetohydrodynamic generator tidak c) Sektor Publik
menciptakan muatan listrik, terciptanya listrik karena d) Sektor Industri
adanya muatan listrik yang melekat saat proses ionisasi
gas berlangsung. Dengan analogi, memikirkan sebuah 2.7 Analisa Ekonomi
pompa air yang memungkinkan air melewati tetapi Sebelum suatu proyek dilaksanakan perlu
bukan merupakan sumber air. Konduktivitas fluida dilakukan analisa dari investasi tersebut sehingga akan
dapat ditingkatkan dengan mengadopsi berbagai diketahui kelayakan suatu proyek dilihat dari sisi
metode. ekonomi investasi. Ada beberapa metode penilaian
Jika gas memasuki saluran channel tersusun dari proyek investasi, yaitu :
medan magnet superkonduktor. Intensitas magnet yang
dapat di hasilkan di dalam saluran tersebut biasanya 2.7.1 Net Present Value (NPV)
antara 3-5 Tesla. Saat gas melewati saluran, sebuah NPV adalah nilai sekarang dari keseluruhan
gaya gerak listrik terjadi dalam ruang magnet ( channel Discounted Cash Flow atau gambaran ongkos total
). Menurut hukum Faraday tentang induksi atau pendapatan total proyek.
elektromagnetik arus / tegangan (EMF) adalah bila
sebuah kumparan induksi / kawat digerak-gerakkan di 2.7.2 Internal Rate of Return (IRR)
dalam medan magnet maka akan terjadi perubahan IRR adalah suatu indicator yang dapat
fluks magnet per satuan waktu. Namun yang menggambarkan kecepatan pengembalian modal dari
membedakannya di dalam sistem MHD tidak suatu proyek.
menggunakan kumparan induksi / kawat sebagai
konduktor melainkan berupa fluida gas. 2.7.3 Return Of Investment (ROI)
Seperti yang disebutkan sebelumnya sistem MHD ROI adalah laba atas investasi. ROI adalah rasio
terdiri dari saluran / saluran yang merupakan uang yang diperoleh atau hilang pada suatu investasi,
penghubung ke sirkuit eksternal yang pada akhirnya relatif terhadap jumlah uang yang diinvestasikan
akan membiarkan listrik mengalir ke beban melalui
sebuah elektrode. Elektroda adalah pelat, batang atau 2.7.4 Benefit-Cost Ratio (BCR)
kawat yang bertindak sebagai konduktor terhadap Benefit-Cost Ratio adalah rasio perbandingan
aliran listrik. Mereka bertindak sebagai penghubung ke antara pemasukan total sepanjang waktu operasi
sirkuit eksternal. Rangkaian eksternal dihubungkan ke pembangkit dengan biaya investasi awal.
elektroda dan catu daya listrik ditransfer ke jalan yang
diinginkan. 2.7.5 Payback Period (PP)
Payback Period adalah lama waktu yang diperlukan
2.6 Metode Peramalan Kebutuhan Listrik untuk mengembalikan dana investasi. Investasi yang
Peramalan kebutuhan listrik adalah untuk mengetahui ideal adalah investasi dengan payback periode
akan kebutuhan listrik di tahun yang akan dating dapat terpendek.
dilakukan dengan berbagai cara antara lain dengan
3. Banten dan Kabupaten Cilegon
metode regresi dan metode DKL 3.01
Wilayah Banten terletak di antara 5º7'50"-

7º1'11" Lintang Selatan dan 105º1'11"-106º7'12" Bujur
2.6.1 Metode Regresi
timur, berdasarkan Undang-Undang Republik
Dalam Metode Regresi Linier Berganda
Indonesia Nomor 23 tahun 2000 luas wilayah Banten
diperlukan faktor/parameter yang akan dijadikan acuan
adalah 9.160,70 km². Provinsi Banten terdiri dari
dalam perhitungan. Dalam peramalan kebutuhan energi
4 kota, 4 kabupaten, 140 kecamatan, 62 kelurahan dan
listrik parameter-parameter yang dipakai adalh sebagai
1.242 desa. Wilayah laut Banten merupakan salah satu
berikut :
jalur laut potensial, Selat Sunda merupakan salah satu
1. Jumlah penduduk (X1)
jalur lalu lintas laut yang strategis karena dapat dilalui
2. Jumlah konsumsi (X2)
kapal besar yang
3. Produk Domestik Regional Bruto (X 3)
menghubungkan Australia dan Selandia Baru dengan
4. Jumlah industri (X4)
kawasan Asia tenggara misalnya Thailand, Malaysia,
5. Energi listrik terjual (Y)
danSingapura.

2.6.2 Metode DKL 3.01
Metode DKL 3 merupakan metode menghitung
peramalan kebutuhan listrik tiap pelanggan dengan
memperhitungkan rasio elektrifikasi tiap pelanggan.
3
4.1 Kondisi Kelistrikan Cilegon
Meski memiliki dua unit pembangkit listrik
tenaga uap (PLTU)—Suralaya dan Labuan—yang
beroperasi di wilayahnya, masih banyak masyarakat
Banten yang belum menikmati pembangunan energi
ketenagalistrikan. Kondisi itu, kerap kali menciptakan
kesenjangan pembangunan yang mencolok. karena tak
jarang, kampung-kampung yang dekat dengan
pembangkit pun, belum mencicipi bagaimana rasanya
menikmati jaringan listrik.
Dalam kondisi itu, program Listrik Perdesaan
(Prolisdes) diharapkan dapat mempersempit

kesenjangan itu. Pemberian bantuan pemasangan
Gambar 1.1
instalasi listrik gratis kepada ribuan masyarakat
Di samping itu Banten merupakan jalur penghubung diharapkan dapat mengeliminir jumlah masyarakat
antara Jawa dan Sumatera. Bila dikaitkan posisi yang belum menikmati pembangunan ketenagalistrikan
geografis dan pemerintahan maka wilayah Banten itu. Pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik berkorelasi
terutama Kota Tangerang dan Kabupaten Tangerang dengan pertumbuhan makro ekonomi. Dengan
merupakan wilayah penyangga bagi Jakarta. Secara mengasumsikan pertumbuhan PDRB Provinsi Banten
ekonomi wilayah Banten memiliki banyak industri. sebesar 6%, mulai tahun 2006 sampai tahun 2020
Wilayah Provinsi Banten juga memiliki tumbuh rata-rata 5% per-tahun, serta pertumbuhan
beberapa pelabuhan laut yang dikembangkan sebagai penduduk rata-rata 2,3% per-tahun, kebutuhan tenaga
antisipasi untuk menampung kelebihan kapasitas dari listrik netto di propinsi Banten tahun 2020 diperkirakan
pelabuhan laut di Jakarta dan ditujukan untuk menjadi hampir mencapai 30 TWh atau sama dengan total
pelabuhan alternatif selain Singapura. kebutuhan daya sebesar 6.000 MW ( 6 GW).
Pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik ini sudah
Kondisi topografi Banten adalah sebagai berikut:
memperhitungkan kebutuhan tenaga listrik dari
 Wilayah datar (kemiringan 0 - 2 %) seluas
pelabuhan Bojonegara sekitar 10-15 MW dan
574.090 hektare
Kebutuhan tenaga listrik untuk KEK (Kawasan
 Wilayah bergelombang (kemiringan 2 - 15%)
Ekonomi Khusus) Bojonegara sekitar 400 MW dengan
seluas 186.320 hektare
mengasumsikan kebutuhan tenaga listrik ke KEK
 Wilayah curam (kemiringan 15 - 40%) seluas Bojonegara sebesar pasokan listrik ke Kawasan
118.470,50 hektare Industri Krakatau Steel yaitu sebesar 400 MW.
Kondisi penggunaan lahan yang perlu dicermati adalah Kebutuhan tenaga listrik terbesar di Propinsi Banten
menurunnya wilayah hutan dari 233.629,77 hektare diperkirakan masih didominasi oleh sektor industri,
pada tahun 2004 menjadi 213.629,77 hektare.Provinsi dengan pangsa sekitar 65%. Kebutuhan tenaga listrik di
Banten terdiri atas 4 kabupaten dan 4 kota sektor rumah tangga menempati posisi kedua dengan
pangsa kebutuhan sekitar 25%.
4. Analisa Data Berdasarkan hasil RUKD Provinsi Banten, yaitu
dengan mengasumsikan kenaikan sekitar 6% pertahun
kebutuhan kapasitas untuk memasok tenaga listrik di
Propinsi Banten pada tahun 2010 sekitar 3.000 MW
atau 3 GW dan pada tahun 2010 hampir dua kalinya
yaitu mencapai sekitar 6.000 MW atau 6 GW
Total kapasitas terpasang pembangkit listrik yang
berada di Propinsi Banten saat ini yaitu sekitar 4.200
MW, ditambah dengan kapasitas terpasang pada PLTU
baru (PLTU Suralaya 600 MW, PLTU Labuan 600
MW,dan PLTU Teluk Naga 900 MW) yang sudah akan
beroperasi tahun 2009, maka pada tahun 2010 total
kapasitas terpasang pembangkit listrik yang berada di
Provinsi Banten akan menjadi 6.300 MW atau 6.3 GW.

Gambar 1.2

4
4.2 Kebutuhan Energi Listrik Cilegon Tabel 1.1
Proyeksi Energi Terjual (GWh), Jumlah
Pelanggan per Sektor, Jumlah Penduduk (Ribu),
dan PDRB Cilegon (Milyar)

Gambar 1.3
Flow diagram metode peramalan kebutuhan energi
listrik

4.2.1 Analisa Perkiraan Kebutuhan Energi Listrik
dengan metode Regresi
Salah satu permasalahan ketenagalistrikan di
Banten yakni meningkatnya kebutuhan listrik oleh
masyarakat sehingga diperlukan peramalan beban di

suatu regional. Peramalan atau perkiraan beban beban

merupakan masalah yang sangat menentukan bagi
4.2.1 Analisa Perkiraan Kebutuhan Energi Listrik
perusahaan listrik baik segi-segi manajerial maupun
dengan metode DKL 3.0
bagi operasional. Untuk dapat membuat perkiraan
Model yang digunakan dalam metode DKL 3.0
beban beban sebaik mungkin perlu beban sistem tenaga
untuk menyusun prakiraan adalah model sektoral.
listrik yang sudah terjadi di masa lalu. Perkiraan beban
Prakiraan kebutuhan tenaga listrik model sektoral
jangka panjang adalah untuk jangka waktu diatas satu
digunakan untuk menyusun prakiraan kebutuhan
tahun. Dalam perkiraan beban jangka panjang masalah-
tenaga listrik pada tingkat wilayah/distribusi.
masalah makro ekonomi yang merupakan masalah
Metodologi yang digunakan pada model sektoral
ekstern perusahaan listrik merupakan faktor utama
adalah metode gabungan antara kecenderungan,
yang menentukan arah perkiraan beban.
ekonometri dan analitis. Pendekatan yang digunakan
Perhitungan perkiraan beban dilakukan dengan
dalam menghitung kebutuhan listrik adalah dengan
menggunakan data yang berasal yang dari wilayah
mengelompokkan pelanggan menjadi empat pelanggan
kelistrikan Banten. Data yang dipakai merupakan data
yaitu :
dalam kurun waktu 8 tahunan mulai tahun 2002 -2009
1. Pelanggan Rumah Tangga
dengan hasil perhitungan merupakan perkiraan beban
2. Pelanggan Bisnis
untuk jangka panjang sampai 2030.
3. Pelanggan Industri
.
4. Pelanggan Publik

Metode DKL 3.0 menggunakan pendekatan yang

memadukan analisa data statistik penjualan tenaga

listrik dan pertumbuhan ekonomi yang dipresentasikan

dengan Product Domestic Regional Brutto (PDRB).

5
Tabel 1.2
Proyeksi Konsumsi Energi Listrik (KWh), Jumlah 4.3 Energi Produksi dan Beban Puncak Cilegon
Pelanggan per Sektor dengan Metode DKL Setelah didapatkan hasil dari analisa pertumbuhan
kebutuhan energi listrik di Cilegon dengan
menggunakan metoda DKL 3.01 maka besarnya
pertumbuhan beban puncak di Cilegon dapat
ditunjukkan pada tabel dibawah ini.

Tabel 1.3
Pertumbuhan Energi Terjual (KWH), Energi
Produksi (KWH), dan Beban Puncak (KW) Cilegon
Tahun 2008 Sampai dengan 2030
Konsumsi Load Energi Peak
Tahun
Energi Factor Produksi Load
t ETt LFt EPTt PLt
2008 21.207.478 0,50 23.026.578 5.247,22
2009 22.936.038 0,50 24.903.407 5.653,43
2010 23.413.086 0,50 25.422.900 5.758,80
2011 23.905.935 0,51 25.956.498 5.866,59
2012 24.416.151 0,51 26.510.479 5.978,19
2013 24.944.536 0,51 27.084.187 6.093,43
2014 25.491.923 0,51 27.678.527 6.212,46
2015 26.059.190 0,51 28.294.452 6.335,45
2016 26.647.258 0,51 28.932.962 6.462,58

2017 27.257.094 0,51 29.595.107 6.594,04
Pendekatan yang digunakan dalam menghitung
kebutuhan listrik adalah dengan mengelompokkan 2018 27.889.718 0,51 30.281.996 6.730,02
pelanggan menjadi empat pelanggan yaitu : Pelanggan 2019 28.546.199 0,51 30.994.787 6.870,72
Rumah Tangga, Pelanggan Bisnis, Pelanggan Industri, 2020 29.227.663 0,52 31.734.705 7.016,37
Pelanggan Publik. 2021 29.935.294 0,52 32.503.034 7.167,19
2022 30.670.336 0,52 33.301.125 7.323,41
4.2 Perbandingan Peramalan Konsumsi Energi
2023 31.434.100 0,52 34.130.402 7.485,30
Antara Regresi Linier Berganda Dengan DKL 3.01
2024 32.227.963 0,52 34.992.359 7.653,12
Dari hasil peramalan dengan metode DKL 3.01.
2025 33.053.376 0,52 35.888.573 7.827,14
diperoleh bahwa laju pertumbuhan rata-rata konsumsi
2026 33.911.862 0,52 36.820.697 8.007,65
energi dalam kurun waktu 10 tahun sebesar 7,0 % per
tahun, sedangkan dengan metode regresi linier laju 2027 34.805.029 0,53 37.790.477 8.194,97
pertumbuhannya rata-rata sebesar 7,4 % per tahun. 2028 35.734.567 0,53 38.799.747 8.389,41
Hasil perhitungan konsumsi energi dengan metode 2029 36.702.253 0,53 39.850.438 8.591,32
regresi lebih tinggi dari metode DKL. Namun pada
tahun 2016, Metoda DKL mengeluarkan hasil yang
4.4 Pengaruh PLTMHD Dan PLTU 100 MW
lebih tinggi dari metode regresi karena grafiknya mirip
terhadap Neraca Daya Kabupaten Cilegon
dengan grafik kuadrat dan eksponensial. Proyeksi
Kondisi kapasitas pembangkit di Cilegon
konsumsi Energi Listrik Antara Regresi Linier
cenderung naik dengan
Berganda dan DKL 3.01 dapat dilihat pada tabel 4.14
semakin banyaknya jumlah penduduk. Hal ini
dan gambar 4.5.
berdampak semakin banyaknya pembangkit-

pembangkit baru yang menggunakan bahan bakar
batubara akibat semakin menyusutnya energi batubara
dan memerlukan dana investasi yang tidak sedikit.
Rencana beroperasinya PLTU dan PLTMHD dapat
memasok daya 100 MW sampai pada tahun 2030 yang
merupakan sistem pembangkit yang lebih efisien.
Neraca daya yang disusun adalah berdasarkan
kapasitas pembangkit dengan asumsi bahwa PLTU
Suralaya, PLTU Cilegon beroperasi pada factor

kapasitas nominalnya. Jika diasumsikan tidak ada
Gambar 1.4
penambahan pembangkit sampai tahun 2020 selain
Grafik Proyeksi Konsumsi Energi Listrik Antara
PLTU Suralaya 3.400 MW yang beroperasi pada
Regresi Linier Berganda Dengan DKL 3.01
pertengahan 2002 dan PLTGU Cilegon 740 MW yang
6
beroperasi pada tahun 2009 maka terdapat 2 skenario 4.5 Analisa PLTU dan PTMHD Cilegon
yang akan dihadapi oleh PLN Banten : 4.5.1 Aspek Teknis
1. Total kapasitas terpasang pembangkit listrik yang Secara teknis kedua pembangkit mempunyai
berada di Propinsi Banten saat ini yaitu sekitar beberapa perbedaan untuk tiap-tiap komponennya. Hal
4.200 MW, ditambah dengan kapasitas terpasang yang mendasar dari prinsip kerja kedua pembangkit
pada PLTU baru (PLTU Suralaya 600 MW, tersebut memerlukan fungsi-fungsi komponen
PLTU Labuan 600 MW,dan PLTU Teluk Naga didalamnya. Selain itu peningkatan efisiensi dari
900 MW) yang sudah akan beroperasi tahun sebuah pembangkit dipengaruhui oleh faktor rugi-rugi
2009, maka pada tahun 2010 total kapasitas komponennya.
terpasang pembangkit listrik yang berada di
Provinsi Banten akan menjadi 6.300 MW atau 6.3 4.5.1.1 Komponen PLTU 100 MW
GW. 1. Transportasi bahan bakar
2. PT PLN (Persero) menargetkan sembilan Bahan bakar yang digunakan oleh PLTU 2 X 50
Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) yang MW Cilegon adalah batubara. Batubara diperoleh dari
masuk dalam proyek percepatan 10.000 MW tambang Bukit Asam, Sumatera Selatan dari jenis
tahap I akan beroperasi tahun ini. PLTU-PLTU subbituminous dengan nilai kalor 5000-5500 kkal/kg.
tersebut akan menambah pasokan listrik nasional Batubara untuk keperluan PLTU Cilegon akan
hingga 3266 Megawatt. sebagian besar berada di didatangkan dari Bukit Asam yang diangkut dengan
Pulau Jawa dengan total kapasitas 3205MW, kapal laut. Bahan bakar yang diangkut dengan kapal
sementara sisanya di luar Jawa. PLTU yang laut akan langsung menuju dermaga di rencana
beroperasi tahun ini. Pembangunan PLTU Cilegon. Pembongkaran batubara
a. PLTU Labuan Banten dengan kapasitas 300 MW, dari kapal ke penampungan (stockyard) dilakukan
telah diresmikan pada 28 Januari 2010. dengan menggunakan belt conveyor menuju ke
b. PLTU Suralaya, Banten dengan kapasitas 1x625 penyimpanan sementara dengan menggunakan
MW ditargetkan beroperasi secara komersial Telescopic Chute (2) atau dengan menggunakan
(Commercial Operation Date/COD) pada Mei Stacker/Reclaimer (1) atau langsung batubara tersebut
2010. ditransfer malalui Junction House (3) ke Scrapper
Conveyor (4) lalu ke Coal Bunker (5), seterusnya ke
Coal Feeder (6) yang berfungsi mengatur jumlah aliran
ke Pulverizer (7) dimana batubara digiling dengan
ukuran yang sesuai kebutuhan menjadi serbuk yang
halus.

2. Boiler, Turbin dan Generator
Batubara yang dibongkar dari stockyard dikeruk
dan diangkat ke boiler. Boiler terdiri dari beberapa
tingkatan sesuai suhu dan tekanan air yang berada di
dalamnya. Pertama adalah Economizer. Di sini
berfungsi untuk menaikkan air yang bertekanan tinggi
tersebut beberapa derajat sebelum memasuki pipa
utama pembakaran.
Selanjutnya batubara diteruskan ke coal feeder
yang berfungsi mengatur jumlah aliran ke pulverizer
(gambar 4.14) dimana batubara digiling sesuai
kebutuhan menjadi serbuk yang sangat halus seperti
tepung. Serbuk batubara ini dicampur dengan udara
panas dari Primary Air Fan (P.A Fan) dan dibawa ke
coal burner (gambar 4.15) yang menghembuskan
batubara tersebut ke dalam ruang bakar untuk proses
pembakaran dan terbakar seperti gas untuk merubah air

menjadi gas. Udara panas yang digunakan oleh P.A

Fan dipasok dari F.D Fan yang menekan udara panas
Kurva Neraca Daya
setelah dilewatkan melalui Air Heater. FD Fan juga
memasok udara ke coal burner untuk mendukung
proses pembakaran. Hasil proses pembakaran yang
terjadi menghasilkan limbah yang berupa abu dengan
perbandingan 14:1.
Panas yang dihasilkan dari pembakaran bahan
bakar diserap oleh pipa-pipa penguap/water walls
menjadi uap jenuh/uap basah yang selanjutnya

7
dipanaskan dengan superheater. Kemudian uap tersebut 4. Diffuser
dialirkan ke turbin tekanan tinggi, dimana uap tersebut Bagian yang berfungsi menormalisasikan kecepatan
ditekan melalui nozzel ke sudu-sudu turbin. Tenaga dan tekanan gas fluida dari hasil pembakaran.
dari uap menghantam sudu-sudu turbin dan membuat Setelah dari generator selanjutnya aliran kecepatan
turbin berputar. Setelah melalui turbin tekanan tinggi, gas tersebut dikurangi dan tekanannya dapat di
uap dikembalikan ke boiler untuk dipanaskan ulang di normalkan kembali. Kemudian sisa hasil
reheater sebelum uap tersebut digunakan di I.P Turbin pembakaran tadi di kirim menuju ruang
dan L.P Turbin. Poros turbin tekanan rendah dikopel pembersihan terak.
dengan rotor generator. Rotor dalam elektromagnit
berbentuk silinder ikut berputar apabila turbin berputar. 5. Magnet
Generator dibungkus dalam stator generator. Stator ini Bagian tersebut merupakan bagian utama yang
digulung dengan menggunakan batang tembaga. Listrik berfungsi sebagai kumparan medan yang dapat
dihasilkan dalam batang tembaga pada stator oleh menghasilkan kerapatan arus listrik apabila dilewati
elektromagnit rotor melalui perputaran dari medan gas plasma.
magnit.

3. Kondensor 6. MHD Generator
Uap yang melewati turbin akan didinginkan dan Bagian dari sistem MHD yang berfungsi untuk
dikondensasikan menjadi air di dalam condensor membangkitkan tegangan DC yang selanjutnya di
sebelum dikembalikan ke boiler. Air untuk keperluan konversikan menjadi tegangan AC melalui inverter.
PLTU Cilegon sebanyak 86800 m3/jam atau sekitar
24,1 m3/detik diambil dari laut, dimana debit air 7. Nozzle
sebesar 400 m3/jam diolah terlebih dahulu sehingga Bagian ini berfungsi untuk mengijeksikan bahan
memenuhi syarat untuk digunakan air pengisi ketel bakar ke dalam saluran kanal ( MHD duct)
(boiler) dan untuk berbagai kebutuhan operasi lainnya.
Air yang telah dipergunakan dikembalikan lagi ke laut 4.5.2 Perhitungan Efisiensi PLTU dan PLTMHD
setelah didinginkan di saluran pendingin 4.5.2.1 Perhitungan efisiensi thermal pada PLTU
Kapasitas per hari (panas yang diubah menjadi listrik)
4.5.1.2 Komponen PLTMHD 100 MW = 100 MW
1. Transportasi Batubara Misal batubara yang digunakan berjenis Subbituminous
Serbuk batubara yang dikirim dari industri batubara yang mempunyai heating value
yang selanjutnya akan digunakan sabagai bahan 5000 kkal/kg
bakar pembangkit. Bahan bakar di bawah tekanan Kebutuhan batu bara = 1.042,08 ton/hari = 43.420
tesebut di hasilkan dari sistem produksi. kg/jam
Panas dihasilkan = 43.420 kg/jam x 5000 kkal/kg
2. Combustor ( Ruang Bakar ) = 217.100.000 kkal/jam
Didalam ruangan ini batubara dan ditambahkan = 252.441 Kwh
dengan senyawa osidator untuk memisahkan kadar
oksigen dalam batubara sebelum dimasukkan ke = Kapasitas Panas per hari x 100 %
dalam pemanas awal dalam tangki ( couper ) Konversi panas yang dihasikan
sampai pada suhu 900 C. Pada ruang bakar tersebut = 100.000 x 100 % = 39,6 %
harus dioperasikan dalam keadaan bersih dari terak 252.441
hasil pembakaran sebelumnya Selanjutnya pada
tahap ke dua, serbuk potasium karbonat di 4.5.2.2 Perhitungan efisiensi thermal pada
injeksikan dan dicampurkan dengan serbuk PLTMHD
batubara hasil dari pembakaran pada tahap
sebelumnya. Yang selanjutnya gas tersebut di
semprotkan ke dalam MHD channel dengan
menggunakan nozlzle melintasi ruang pengukuran
dan analisa sebelum akhirnya di teruskan ke MHD
channel.

3. MHD channel
Merupakan saluran kanal medan magnet, tempat
dihasilkannya energi listrik dari generator berupa
arus DC selanjutnya akan dirubah menjadi AC

dengan menggunakan inverter sebelum diteruskan

menuju terminal catu daya.
E = 0.415 - 1.392 C + 3.977 A -.00056 R - .004 F +

.0229 T - .0115 G + 1.535 P - 10.98 M - 1.842 S +

23.13 L + 1.87 B + .0122 W+ .00615W M - .00216 W
8
P - .00001 W T + 0.218 M P - 0.000836 M T + .00057
P T - 1.035(C -2.2)2 4.5.2 Aspek Sosial
Pembangunan manusia mempunyai perspektif
E = 0.415 - 1.392 (1) + 3.977(1) - 0.00056 (90%) - yang lebih luas karena pembangunan seutuhnya tidak
0.004 (1) + 0.0229 (2500) - 0.0115(1)+ 1.535 (8,7) - saja mencakup aspek fisik biologis, termasuk aspek
10.98 (5) - 1.842 (1) + 23.13 (0,8) + 1.87 (1) + .0122 ( iman dan ketaqwaan juga mendapat perhatian yang
100 )+ 0.00615 (100)(5) - 0.00216(100) (8,7) - sama besar. Model pembangunan manusia menurut
0.00001(100)(2500) + 0.218 (5)(8,7)- 0.000836 UNDP (1990) ditujukan untuk memperluas pilihan
(5)(2500) + 0.00057(8,7) (2500) - 1.035(1-2.2)2 yang dapat dicapai melalui upaya pemberdayaan
= 57,8 % penduduk. Pemberdayaan penduduk ini dapat dicapai
melalui upaya yang menitikberatkan pada peningkatan
4.5.3 Analisa Pemakaian Batu Bara kemampuan dasar manusia yaitu meningkatnya derajat
4.5.3.1 Konsumsi Batu Bara untuk PLTU kesehatan, pengetahuan dan ketrampilan agar dapat
digunakan untuk mempertinggi partisipasi dalam
kegiatan ekonomi produktif, sosial budaya, dan politik.
Untuk wilayah Cilegon pada tahun 2009
memeiliki IPM 75,3 % hal ini menunjukkan bahwa
perkembangan manusia di wilayah Cilegon sudah
tergolong modern karena apabila dibandingkan dengan

propinsi Banten yang hanya mencapai 69,3%.

Energi Listrik per tahun dari PLTU 4.5.3 Aspek Ekonomi
Energi listrik = Kapasitas x Jam operasi x Faktor
4.5.3.1 Perhitungan Biaya pembangkitan Energi
kapasitas
Listrik dari PLTU dan PLTMHD
= 100 MW x 8760 jam/tahun x 0.85
Biaya total pembangkitan energi listrik
= 744.600.000 kWh/tahun
merupakan penjumlahan dari biaya modal, biaya bahan
bakar serta biaya operasi dan perawatan. Karenanya
Kebutuhan energi panas dalam perhitungan biaya pembangkitan energi listrik,
= Batu bara per tahun x LHV harus dihitung satu persatu dari ketiga biaya diatas.
= 381.401.280 kg/tahun x 5000 kcal/kg Perencanaan pembangunan PLTU & PLTMHD
= 1,9 x 1012 kcal/tahun
Cilegon dengan bahan bakar batu bara dengan
Kebutuhan batubara untuk produksi 1 kwh kapasitas total 100 MW, diasumsikan dengan capacity
= Konsumsi energi / Energi listrik factor / factor kapasitas 85 % (PLTU) dan memiliki life
= 381.401.280 kg/tahun/744.600.000 kWh/tahun time / umur pembangkit 25 tahun.
= 0,5 kg/kWh Dari sisi ekonomi dalam mengembangkan
pembangkit sistem tenaga listrik dengan
4.5.3.2 Konsumsi Batu Bara untuk PLTMHD mengembangkan plant-plant dengan biaya
pembangunan yang murah dan untuk menghasilkan
energi listrik dengan biaya rendah. Dalam membahas
teknologi pembangkitan, maka perlu
mempertimbangkan dua hal yaitu :
1. Biaya Investasi Modal Awal (Capital Investment
Cost) Biasanya dinyakan dalam US$/kW,

merupakan besarnya investasi modal yang
Energi Listrik per tahun dari PLTMHD
diperlukan untuk membangun sebuah power plant
Energi listrik = Kapasitas x Jam operasi x Faktor
2. Biaya Pembangkitan (Power Generating Cost)
kapasitas
Biasanya dinyatakan dalam mills/kWh (1mill =
= 100 MW x 8760 jam/tahun x 0.65
1/1000 mata uang), terdiri atas biaya-biaya yang
= 569.400.000 kWh/tahun
berhubungan dengan investasi modal awal pada

sebuah power plant, biaya bahan bakar dan biaya
Untuk faktor Kapasitas PLTMHD sebesa 65% ini
operasional & perawatan (O&M Cost)
dikarenakan MHD bekerja dalam siklus terbuka.

4.5.3.1.1 Pendapatan Pertahun (Cash in Flow)
Kebutuhan energi panas
untuk PLTU
= Batu bara per tahun x LHV
Untuk menghitung semua variable dalam analisa
= 28.483.000 kg/tahun x 5000 kcal/kg
ekonomi, terlebih dahulu dihitung total energi output
= 1,424 x 1011 kcal/tahun
PLTU Cilegon selama 1 tahun. Diasumsikan faktor
Kebutuhan batubara untuk produksi 1 kwh
kapasitas (CF) pembangkit sebesar 85% dan semua
= Konsumsi energi / Energi listrik
energi tersebut terpakai 365 hari selama 1 tahun.
= 28.483.000 kg/tahun / 569.400.000 kWh/tahun

= 0,05 kg/kWh

9
kWh = P x CF x 8760 4.5.3.2 Return On Investment (ROI)
output install
= 100.000 kW x 0,85 x 8760 Dengan mengolah data-data yang telah diketahui
= 744.600.000 kWh/tahun maka didapatkan ROI PLTU Cilegon untuk suku bunga
6% naik pada tahun ke 3 sebesar 33,9% per tahun
Untuk Kabupaten Cilegon, biaya pokok penyediaan dengan ROI setelah pembangkit beroperasi selama 25
listrik tegangan tinggi sebesar Rp 974/kWh. Berikut ini sebesar 133,566 sedangkan untuk suku bunga 9% naik
merupakan perhitungan Jumlah pendapatan per 35% pertahun dengan ROI setelah pembangkit
tahun/Cash in Flow (CIF) tanpa adanya subsidi beroperasi selama 25 sebesar 126,091.
pemerintah. ROI PLTMHD Cilegon untuk suku bunga 6% naik
26,9% pertahun pada tahun ke 4 dengan ROI setelah
4.5.3.1.1 Pendapatan Per Tahun ( Cash in Flow ) pembangkit beroperasi selama 25 sebesar 73,9
Untuk PLTMHD sedangkan untuk suku bunga 9% naik 22,5 % pertahun
Untuk menghitung semua variable dalam analisa dengan ROI setelah pembangkit beroperasi selama 25
ekonomi, terlebih dahulu dihitung total energi output sebesar 66,42.
PLTMHD Cilegon selama 1 tahun. Diasumsikan
4.5.3.3 Benefit-Cost Ratio (BCR)
faktor kapasitas (CF) pembangkit sebesar 65 % dan
Dengan mengolah data-data yang telah diketahui
semua energi tersebut terpakai 365 hari selama 1 tahun.
maka didapatkan BCR PLTU Cilegon untuk suku
kWh = P x CF x 8760
output install bunga 6% naik 33,3% pertahun dengan BCR setelah
= 100.000 kW x 0,65 x 8760
pembangkit beroperasi tanpa subsidi selama 25 sebesar
= 569.400.000 kWh/tahun
158,566 sedangkan untuk suku bunga 9% naik 33,3%

pertahun dengan BCR setelah pembangkit beroperasi
Jumlah pendapatan per tahun/Cash in Flow (CIF) dapat
selama 25 sebesar 151,091
dihitung dari kWh dan selisih Biaya Pokok
output BCR PLTMHD Cilegon Raya untuk suku bunga
Penyediaan (BPP) dengan biaya pembangkitan atau
6% naik 25% pertahun dengan BCR setelah
Total cost (TC) atau dengan kata lain keuntungan
pembangkit beroperasi selama 25 tanpa subsidi sebesar
penjualan (KP). Pembangkit ini direncanakan akan
98,901 sedangkan untuk suku bunga 9% naik 25 %
dihubungkan dengan saluran transmisi 150 kV. Untuk
pertahun dengan BCR setelah pembangkit beroperasi
wilayah Cilegon, biaya pokok penyediaan listrik
selama 25 sebesar 91,426.
tegangan tinggi sebesar Rp 1024/kWh. Berikut ini

rumus perhitungan Jumlah pendapatan per tahun/Cash
4.5.3.4 Payback Periode (PP)
in Flow (CIF) tanpa adanya subsidi pemerintah.
Lama waktu pengembalian modal PP PLTU
CIF = KP x KWh output
Cilegon dengan suku bunga 6% dan 9% adalah 2 tahun
4.5.3.1 Net Present Value (NPV) sedangkan PP PLTMHD Cilegon Raya dengan suku
NPV PLTU Cilegon dengan suku bunga 6 % bunga 6 % adalah 3 tahun dan dengan suku bunga 9%
diperoleh hasil perhitungan KP sebesar Rp 655/KWh adalah 4 tahun.
dan cash inflow sebesar 487,89 Milyar/tahun sehingga
4.5.4 Aspek Lingkungan
didapatkan NPV selama 25 tahun defisit sebesar Rp -
Aspek terbeasar dari maslah polusi PLTU
539,7 Milyar yang artinya pada tahun pertama masih
berkaitan dengan ketidakmurnian energi batu bara
mengalami kerugian. Untuk suku bunga 9 % diperoleh
yanfg terdiri dari beberapa unsur yaitu : Karbon, SO.
KP sebesar Rp 624 /KWh dan cash inflow sebesar
Contohnya PLTU di India yang menggunakan batu
464,89 Milyar/tahun sehingga didaptkan NPV defisit
bara dengan kandungan sulfur 1% hingga 3% dan
sebesar -573,490 milyar sehingga investasi dengan
karbon 30%. Selama pembangkit beroperasi
kedua macam suku bunga tersebut belum layak
kandungan senyawa-senyawa tersebut semakin
dilakukan dalam kurun 2 tahun.
meningkat dan mengalami perubahan susunan
NPV PLTMHD Cilegon dengan suku bunga 6 %
kimianya menjadi SO,SO , SO , SiO , Fe O . Di lain
diperoleh hasil perhitungan KP sebesar Rp 636/KWh 2 3 2 2 3
tingkat polusi yang perlu mendapatkan penanganan
dan cash inflow sebesar Rp 362,13 Milyar/tahun
khusus adalah senyawa Oksida. Oksida terbentuk dari
sehingga didapatkan NPV selama 25 tahun sebesar -
pemanasan gas nitrogen pada saat terjadi pembakaran.
848,367 Milyar. Untuk suku bunga 9 % diperoleh KP
Selain itu ada beberapa zat yang ikut dalam proses
sebesar Rp 693,5/KWh dan cash inflow sebesar Rp
pembakaran diantaranya CO CO. Hal ini terjadi
394,85Milyar/tahun sehingga didaptkan NPV defisit 2,
karena pada saat terjadi pembakaran temperatur ruang
sebesar -882,88 milyar sehingga investasi dengan
bakar tidak stabil. Untuk mengurangi kadar CO dan
kedua macam suku bunga tersebut masih belum layak
CO maka perlu temperatur yang tinggi dan stabil saat
selama kurun waktu 4 tahun. Bila dibandingkan dengan 2
pembakaran. Berdasarkan hasil analisa dalam
PLTU maka pembangunan PLTMHD membutuhkan
penentuan polusi diantaranya gas oksida, Nitrogen
subsidi dari pemerintah sebesar 50 % untuk mengurang
Nox, Karbon, sulfur dan kandungan partikel – partikel
defisit pendapatan.
lain yang bermasalah. Kebanyakan senyawa-senyawa

gas tersebut didapatkan dari hasil pembakaran bahan

bakar secara lanngsung. Kita tahu bahwa sistem
10