studi kajian tekno-ekonomi-lingkungan rencana … · cadangan listrik. reserve margin yang hanya...
TRANSCRIPT
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
1
STUDI KAJIAN TEKNO-EKONOMI-LINGKUNGAN RENCANA INTERKONEKSI GAS DAN
INTERKONEKSI HVDC 500 KV 6000 MW KALIMANTAN-JAWA
Nuzula Sakti Ramadhan
2204 100 129
Bidang Studi Teknik Sistem Tenaga Jurusan Teknik Elektro
Fakultas Teknologi Industri, Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya
Kampus ITS Keputih Sukolilo Surabaya 60111
Abstrak
Saat ini permintaan tenaga listrik masih
terkonsentrasi di wilayah Jawa-Bali yang menyerap sekitar
77% kebutuhan listrik. pertumbuhan permintaan listrik yang
sangat cepat di pulau Jawa telah mengakibatkan kurangnya
cadangan listrik. Reserve margin yang hanya 16% membuat
kondisi kelistrikan di Jawa menjadi tidak sehat. Oleh karena
itu direncanakan cara-cara untuk mengatasinya yaitu dengan
interkoneksi gas dan interkoneksi HVDC kabel laut 6000
MW 500 kV Kalimantan-Jawa. Kedua cara tersebut akan
dibandingkan dan dianalisa dari aspek teknis,aspek
ekonomis dan aspek lingkungannya. Kemudian akan
ditentukan cara mana yang paling aman, efektif dan efisien
untuk memenuhi permintaan listrik di pulau Jawa. Hasil
akhir dari analisa ini adalah interkoneksi listrik dengan
kabel laut HVDC 6000 MW 500 kV antara Kalimantan
menuju Jawa adalah solusi yang lebih tepat dan diharapkan
dapat mengatasi permasalahan kelistrikan di pulau Jawa.
Kata kunci : Transmisi gas, HVDC,
I PENDAHULUAN
Indonesia adalah negeri yang kaya akan sumber
daya alam. Potensi kekayaan alam yang dimaksudkan
meliputi sektor migas dan non migas. Di sektor migas,
sudah bukan rahasia lagi jika dikatakan bahwa Indonesia
merupakan negara peringkat ketiga setelah Amerika dan
negara-negara di kawasan Timur Tengah dalam hal
produksi minyak bumi dan gas. Menurut data dari website
BP migas, saat ini potensi minyak bumi Indonesia mencapai
nilai 19.400,9 Juta Barrel yang berasal dari Kepulauan
Natuna, Sumatera, Kalimantan, Jawa, Sulawesi dan Papua,
sedangkan potensi batubaranya mencapai 36,6 Milyar Ton.
Untuk gas alam mencapai nilai 182,2 TSCF dengan sumber
pasokan gas alam terbesar dari kepulauan Natuna. Khusus
untuk sistem Jawa Bali, pada situasi normal, total kapasitas
sistem terpasang pada tahun 2008 (proyeksi RUKN)
mencapai 18.936 MW tetapi beban puncak diperkirakan
mencapai 16.441 MW atau reserve margin hanya 16%. Hal
ini tentu tidak sehat karena sangat berpotensi menimbulkan
gangguan pasokan.
Penggunaan bahan bakar gas untuk masa depan
mungkin akan jauh lebih efektif daripada terus
menggunakan BBM. Keuntungan dalam penggunaan bahan
bakar gas adalah Indonesia mempunyai cadangan gas yang
cukup banyak dan diperkirakan mampu membantu
mengatasi krisis energi nasional. Kendala di sini adalah
sumber-sumber gas yang melimpah terletak di luar pulau
Jawa seperti Kalimantan, Sumatra dan Sulawesi. Padahal di
Kalimantan Timur saja total penyediaan gas pada tahun
2012 diperkirakan mencapai angka 3362,8 MMSFD. Seperti
telah diketahui bahwa permintaan tenaga listrik masih
terkonsentrasi di wilayah Jawa-Bali yang menyerap sekitar
77% kebutuhan listrik.di luar wilayah JAMALI banyak
sekali daerah-daerah yang mengalami defisit listrik
dikarenakan di daerah tersebut belum ada interkoneksi
secara menyeluruh.
Kondisi energi listrik seperti yang telah diijabarkan
di atas tadi tentu membutuhan solusi yang cepat dan tepat.
Interkoneksi gas Kalimantan-Jawa atau interkoneksi
kelisrikan Kalimantan-Jawa dengan (HVDC, high voltage
direct current) diharapkan dapat memenuhi permintaan
energi listrik masa mendatang yang diikuti oleh
pertambahan penduduk dan perkembangan industri di
berbagai sektor serta menjadi jawaban dari semua masalah
kelistrikan dan mampu mengembalikan kestabilan energi
nasional.
II DASAR TEORI
2.1 Sistem Tenaga Listrik Suatu sistem tenaga listrik pada umumnya terdiri
atas empat unsur yaitu pembangkitan, transmisi, distribusi
dan pemakaian tenaga listrik. Pembangkitan tenaga listrik
terdiri atas berbagai jenis pusat tenaga listrik, seperti
pembangkit listrik tenaga air (PLTA), pembangkit listrik
tenaga uap (PLTU), pembangkit listrik tenaga gas (PLTG),
pembangkit listrik tenaga panas bumi (PLTPB), pembangkit
listrik tenaga diesel (PLTD) dan masih banyak pembangkit
listrik yang lain. Pembangkit tenaga listrik, terutama
pembangkit listrik tenaga air (PLTA), sering terletak jauh
dari pusat-pusat pemakaian tenaga listrik, seperti kota dan
industri. Dengan demikian, energi listrik yang dibangkitkan
dari pembangkit tenaga listrik harus disalurkan atau
ditransmisikan melalui jarak-jarak yang jauh ke pusat-pusat
pemakaian tenaga listrik.
2.2 Keuntungan Interkoneksi Interkoneksi antar sistem kelistrikan memberikan
keuntungan sebagai berikut :
1. Harga energi listrik tiap satuan daya semakin rendah
akibat meningkatnya efisiensi tenaga listrik.
2. Apabila terjadi kenaikan beban yang mendadak, maka
cadangan daya dari pembangkit lain dalam sistem
interkoneksi bisa dipakai.
3. Jika salah satu jaringan sedang diperbaiki, suplai daya
tetap berlangsung melalui saluran lain, sehingga
kontinuitas pasokan daya tetap terjaga.
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
2
4. Pembagian beban untuk masing-masing pembangkit
dapat dilakukan, demikian juga operasi dan perbaikan
(overhaul) pembangkit bisa dijadwal.
5. Penyebaran pasokan daya listrik semakin luas dan
merata.
2.3 Langkah Perencanaan Jaringan Transmisi Untuk membangun suatu jaringan transmisi
diperlukan
perencanaan yang matang dan cermat. Secara umum
tahapan yang harus dilalui dalam perencanaan jaringan
transmisi dengan kabel laut adalah sebagai berikut :
1. Pemetaan jalur transmisi
Untuk memetakan jalur transmisi kabel laut perlu
dilakukan penelitian terhadap situasi dan kondisi laut
yang akan dilalui jalur transmisi meliputi :
Bentuk dasar laut
Kondisi batuan dan penggerakannya
Arus laut
Lalu lintas kapal
Aktivitas manusia disekitarnya
2. Penentuan tegangan dan pemilihan konduktor
Penentuan tegangan kerja sangat penting karena hal ini
akan mempengaruhi pemilihan jenis dan ukuran
konduktor yang akan dipakai.
3. Perencanaan isolasi
Penentuan jenis isolasi
Penentuan jenis isolasi yang akan dipakai sangat
tergantung pada besarnya tegangan kerja.
Perlindungan kabel
Perlindungan terhadap kabel dari berbagai
kemungkinan gangguan harus dipikirkan sejak
awal. Perlu ditentukan jenis dan kostruksi
pelindung yang akan dipakai untuk memproteksi
konduktor dan isolasi dari gangguan maupun
aktivitas manusia.
2.4 Transmisi HVDC
Gambar 2.2 Blok Diagram Sederhana Transmisi HVDC
2.4.1 Keuntungan Transmisi HVDC
Secara umum ada beberapa argumen
menguntungkan dari HVDC yaitu biaya investasi lebih
rendah, jarak yang jauh, rugi-rugi lebih rendah, hubungan
asinkron, pengontrolan lebih mudah, arus hubung singkat
terbatas dan ramah lingkungan.
2.4.1.1 Hubungan Asinkron
Sifat penting lain dari transmisi HVDC adalah
hubungan asinkron. Ini memungkinkan interkoneksi dua
jaringan yang tidak sinkron meskipun frekuensinya sama.
Misalnya sistem kelistrikan Nordel di Skandinavia dengan
jaringan UCTE di Eropa Barat. Ada juga saluran HVDC
antara jaringan dengan frekuensi berbeda (50 dan 60 Hz) di
Jepang dan Amerika Latin.
2.4.1.2 Jarak Jauh
Tidak ada batasan teknis untuk panjang kabel
HVDC. Pada transmisi AC dengan kabel yang panjang,
aliran daya reaktif memerlukan kapasitansi kabel yang besar
yang akan membatasi jarak maksimum saluran transmisi.
2.4.1.3 Arus Hubung Singkat Terbatas
Ketika transmisi AC dengan daya yang besar
dibangun dari pusat pembangkit ke pusat beban, arus
hubung singkat akan bertambah pada sisi terima. Kondisi
ini akan berbeda apabila pusat pembangkit dan pusat beban
tidak terhubung dengan saluran DC. Hal ini disebabkan
transmisi HVDC tidak memberikan kontribusi terhadap
arus hubung singkat pada interkoneksi sistem AC.
2.4.1.4 Biaya Investasi Lebih Rendah Secara keseluruhan, total biaya investasi transmisi
HVDC lebih rendah daripada saluran transmisi AC untuk
kapasitas saluran yang sama, akan tetapi biaya untuk gardu
induk HVDC lebih mahal. Tetapi pada jarak tertentu, yang
disebut break even distance, HVDC selalu memberikan
biaya yang lebih rendah. Break even distance untuk kabel
laut lebih kecil daripada saluran udara yaitu ± 50 km.
2.4.1.5 Pengontrolan Aliran Daya Dengan HVDC lebih mudah untuk melakukan
pengontrolan aliran daya aktif di jaringan. Keutamaan pada
HVDC, kontrol utama didasarkan pada transfer daya
konstan. Kemungkinan pengontrolan secara akurat daya
aktif yang disalurkan melalui transmisi HVDC. Hal ini
kontras dengan trnsmisi AC, dimana aliran daya tidak dapat
dikontrol pada saluran sama secara langsung.
2.4.1.6 Ramah Lingkungan
Saat ini aspek lingkungan juga menjadi lebih
penting.HVDC pada beberapa kasus dampak lingkungannya
lebih kecil daripada AC. Kenyataannya saluran transmisi
HVDC lebih kecil dan membutuhkan lebih sedikit tempat
dari pada saluran AC pada kapasitas daya yang sama.
2.4.1.7 Rugi-Rugi Lebih Rendah
Saluran transmisi HVDC mempunyai rugi yang lebih
rendah daripada saluran AC untuk kapasitas daya yang
sama. Rugi-rugi pada stasiun konverter sudah tentu
ditambahkan, tetapi hanya sekitar 0,6 % dari daya yang
disalurkan pada masing-masing stasiun. Kabel HVDC juga
mempunyai rugi-rugi yang lebih kecil daripada kabel AC.
2.4.2 Kerugian Transmisi HVDC
Selain keuntungan, sistem transmisi HVDC juga
memiliki kerugian. Kerugian-kerugian utama dari transmisi
HVDC adalah sebagai berikut :
1. Konverter menimbulkan arus dan tegangan
harmonisa pada kedua sisi AC dan DC, karena itu
dibutuhkan filter.
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
3
2. Konverter mengkonsumsi daya reaktif.
3. Stasiun konverter relatif masih mahal.
4. Circuit breaker DC mempunyai kerugian-kerugian
dibandingkan Circuit breaker AC.
5. Tidak mudah menyadap daya pada titik sepanjang
saluran DC.
2.4.3 Stasiun Konverter
Perlengkapan utama pada stasiun konverter atau
gardu induk HVDC adalah valve thyristor , yang
ditempatkan dalam gedung (valve hall). Transformator
konverter diperlukan untuk menghubungkan konverter ke
jaringan AC.
Gambar 2.6 Stasiun Konverter HVDC
2.5 Kabel Laut
Fungsi utama kabel laut adalah untuk menyalurkan
energi listrik ke pusat beban melalui laut. Dalam penyaluran
akan timbul rugi-rugi. Hal ini menuntut kemampuan kabel
untuk mengurangi panas secepat mungkin. Kemampuan
kabel untuk menghilangkan panas tergantung pada
pemilihan jenis kabel dan instalasinya.
2.5.1 Jenis Kabel Laut
Berdasarkan isolasi atau pendinginnya, kabel laut
ada beberapa macam yaitu :
1. Kabel laut berisolasi kertas diimpregnansi.
2. Kabel laut berisolasi minyak.
3. Kabel laut berisolasi gas.
4. Kabel laut dengan isolasi extruded dielektrik.
5.
2.5.1.1 Kabel Laut Isolasi Kertas Diimpregnansi
Bahan isolasi adalah kertas yang diimpregnansi
dengan kompon pekat (senyawa zat polyisobutlene dengan
minyak). Kabel ini didesain berbentuk oval untuk kabel laut
dengan transmisi DC.
.
2.5.1.2 Kabel Laut Isolasi Minyak
Dikenal sebagai oil filled cable. Penghantarnya
berupa hollow conductor. Minyak yang digunakan bisa
bertekanan tinggi atau rendah. Makin tinggi tekanan
minyak, kekuatan medan listrik yang bisa ditahan semakin
tinggi. Kuat medan listrik yang dapat ditahan oleh kabel
jenis ini berkisar 11-20 kV/mm untuk kertas selulosa. Kabel
jenis ini banyak digunakan untuk saluran transmisi tegangan
ekstra tinggi bahkan sampai tegangan 750 kV.
2.5.2 Isolasi
Isolasi listrik pada kabel adalah bahan yang
memisahkan muatan listrik pada suatu penghantar atau
memisahkan penghantar yang satu dengan penghantar yang
lainnya secara kontinyu. Isolasi kabel tenaga merupakan
bagian terbesar dari biaya yang diperlukan. Isolasi adalah
bahan yang dapat memisahkan secara elektrik dua buah
penghantar yang berdekatan sehingga tidak terjadi lompatan
api. Kualitas isolasi bisa turun karena pengaruh luar seperti
kelembaban, oksidasi dan lain-lain.
Pada kabel laut, isolasi yang dipakai adalah isolasi
kertas dan sintetis yang dikombinasi dengan minyak atau
gas. Isolasi kertas yang digunakan adalah kertas yang
diimpregnansi dengan minyak atau minyak yang diresapi
dengan gas
2.6 Gas Alam
2.6.1 Pembentukan Gas Alam
Gas alam adalah bahan bakar fosil berbentuk gas
yang terutama terdiri dari metana CH4, seperti juga minyak
bumi merupakan senyawa hidrokarbon (CnH2n+2) yang
terdiri dari campuran beberapa macam gas hidrokarbon
yang mudah terbakar dan non-hidrokarbon seperti N2, CO2,
H2S dan gas mulia seperti He dan Ar, terdapat pula uap air
dan pasir. Umumnya gas yang terbentuk sebagian besar dari
metan CH4, dan dapat juga termasuk etan C2H6 dan propan
C3H8.
2.6.2 Penyimpanan dan Transmisi Gas Alam Metode penyimpanan gas alam dilakukan dengan
Natural Gas Underground Storage, yakni suatu ruangan
raksasa di bawah tanah yang lazim disebut sebagai salt
dome yakni kubah-kubah dibawah tanah.
Pada dasarnya sistem transportasi gas alam meliputi :
1. Transportasi melalui pipa salur.
2. Transportasi dalam bentuk Liquefied Natural Gas
(LNG) dengan kapal tanker LNG untuk pengangkutan
jarak jauh.
3. Transportasi dalam bentuk Compressed Natural Gas
(CNG), baik didaratan dengan road tanker maupun
dengan kapal tanker CNG di laut, untuk jarak dekat dan
menengah (antar pulau).
2.6.3 Peralatan Utama Transmisi Gas
Transmisi gas membutuhkan peralatan utama seperti :
1. Pipa Gas
Pipa gas adalah alat transportasi gas alam yang berguna
untuk menyalurkan gas dari sumber hingga menuju
pelanggan. Pipa gas mempunyai faktor keamanan yang
cukup baik serta ekonomis. Pipa gas ini akan sesuai
dengan kapasitasnya, bila didesain dengan optimal
diameter dan ketebalannya.
2. Kompressor
Kompressor adalah mesin untuk menempatkan udara
atau gas. Kompresor udara biasanya mengisap udara
dari atmofsir. Namun ada pula yang mengisap udara
atau gas yang bertekanan lebih tinggi dari tekanan
atmofsir. Dalam hal ini kompressor bertujuan untuk
mendorong aliran gas yang berada di dalam pipa gas.
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
4
III DATA KELISTRIKAN DAN DATA GAS ALAM
KALIMANTAN JAWA
3.1 Data Kelistrikan Kalimantan dan Jawa
Dari tahun ke tahun kelistrikan nasional tumbuh cukup
pesat. Hal ini terutama dilihat dari sisi konsumen. Konsumsi
listrik meningkat dengan cepat.
Kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik PLN
daerah Kalimantan Selatan dan Tengah sampai dengan
tahun 2008 sebesar 393,84 MW, Kalimantan Timur sebesar
414,83, Kalimantan Barat sebesar 293,55. Jadi total
kapasitas terpasang seluruh Kalimantan adalah sebesar 1.1
GW. Semua daya tersebut di suplai oleh pembangkit-
pembangkit yang tersebar di seluruh Kalimantan. Berikut
tabel jumlah unit pembangkit yang ada di Kalimantan.
Tabel 3.1
Jumlah Unit Pembangkit di Kalimantan
No Daerah Jumlah Unit Pembangkit
1 Kalimantan Selatan 132
2 Kalimantan Tengah 282
3 Kalimantan Timur 374
4 Kalimantan Barat 303
Total 1091
Sumber : Statistik PLN
Sedangkan rasio elektrifikasi dan energi yang
dikosumsi akan ditunjukan di tabel berikut :
Tabel 3.2
Rasio Elektrifikasi dan Konsumsi Energi Kalimantan
No Wilayah Penduduk
Rumah
Tangga
Pelanggan
Rumah
Tangga Rasio(%)
kWh
jual
1 Kalsel 3446,6 912,7 587,46 42,6 336,66
2 Kalteng 2057,3 508,4 216,585 42,5 225,36
3 Kaltim 2910,5 702,2 406,143 64,36 531,35
4 Kalbar 4249,1 954,1 475,712 49,86 251,77
Sumber : Statistik PLN
Jumlah pelanggan yang ada di wilayah Kalimantan
adalah sebagai berikut :
Tabel 3.3
Jumlah Pelanggan di Kalimantan
No Wilayah
Rumah
Tangga Industri Jumlah
1 Kalbar 475,712 342 535.209
2 Kalteng 216,585 114 245.705
3 Kalsel 587,46 456 633.026
4 Kaltim 406,143 244 446.016
Total 1685.9 1156 1.859.956
Sumber : Statistik PLN
Untuk jaringan transmisi di Kalimantan masih sangat
minim, hal ini dikarenakan sistem kelistrikan di Kalimantan
masih belum terinterkoneksi secara penuh. Berikut tabel
panjang jaringan transmisi yang ada di Kalimantan :
Tabel 3.4
Panjang Jaringan Transmisi (kms)
No Wilayah 70 kV 150 kV Jumlah
1 Kalsel 123,1 818,2 941,3
2 Kalteng - - -
3 Kaltim - 333,2 333,2
4 Kalbar - 154 154
Sumber : Statistik PLN
Kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik PLN
daerah Jawa sampai dengan tahun 2008 sebesar 18.534,27
MW atau kurang lebih sebesar 18,5 GW. Semua daya
tersebut di suplai oleh pembangkit-pembangkit yang
tersebar di seluruh Jawa dibawah PT. Indonesia Power dan
PT.PJB. Jumlah unit pembangkit yang ada di Jawa
berjumlah 273 dan semuanya telah terinterkoneksi secara
menyeluruh.
Sedangkan rasio elektrifikasi dan energi yang
dikosumsi akan ditunjukan di tabel berikut :
Tabel 3.5
Rasio Elektrifikasi dan Konsumsi Energi Jawa
No Wilayah Penduduk
Rumah
Tangga
Pelanggan
Rumah
Tangga Rasio(%)
kWh
jual
1 Jatim 37.094,8 10.121,2 6.373,24 62,9 548,17
2 Jateng 36.094,9 9.599,6 6.509,01 67,8 349,31
3 Jabar 45.415,0 11.740,4 7.684,35 65,4 749,77
4 Jakarta 14.251,9 3.544,9 3.150,77 88,8 2.077,31
Sumber : Statistik PLN
Jumlah pelanggan yang ada di wilayah pulau Jawa
adalah sebagai berikut :
Tabel 3.6
Jumlah Pelanggan di Jawa
No Wilayah Rumah Tangga Industri Jumlah
1 Jabar 7.684,35 10.997 8.146.194
2 Jateng 6.509,01 4.855 6.940.941
3 Jatim 6.373,24 10.997 6.890.251
4 Jakarta 3.150,77 10.448 3.460.258
Total 23.717,37 37.297 25.437.644
Sumber : Statistik PLN
Jaringan transmisi di pulau Jawa sudah banyak dan
akan terus ditingkatkan. Berdasarkan tegangan, jaringan
transmisi di pulau Jawa terdiri dari 70 kV, 150 kV dan 500
kV. Jumlah panjang jaringan transmisi yang ada di pulau
Jawa adalah 20.593,10 kms.
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
5
Tabel 3.7
Neraca Daya Kalimantan dan Jawa
Tahun Wilayah
Daya
Mampu
(MW)
Beban Puncak
(MW)
2007 Kalimantan 807,98 767,91
Jawa 16,99 16,257
2008 Kalimantan 723,08 741,23
Jawa 16,540.35 16,307.42
Sumber : Statistik PLN
Dari neraca daya pulau Kalimantan dan pulau Jawa
di atas dapat diketahui bahwa selisih antar daya mampu
yang dibangkitkan PLN dengan beban puncak pelanggan
sudah sangat dekat. Hal ini sudah tentu tidak sehat dan
harus segera diatasi.
3.2 Permintaan Gas Alam di Jawa
Hingga awal 1990-an, konsumsi gas bumi di Jawa
masih kecil, sedikit di bawah 300 MMCFD (juta kaki kubik
per hari) dan hampir seluruhnya berada di wilayah Jawa
Barat. Gas bumi dipasok terutama dari lapangan gas
Cilamaya (Cirebon) yang –melalui pipa transmisi-
menyalurkan gas bumi untuk pabrik pupuk Kujang, pabrik
baja Krakatau Steel, pabrik semen Cibinong serta gas kota
di Bogor dan Jakarta.
Konsumsi gas bumi di Jawa berlipat dua pada tahun
1993 dengan dipasoknya gas bumi sebanyak 260 MMCFD
oleh perusahaan minyak ARCO dari lapangan di laut Jawa
bagian Barat ke pembangkit PLN di kawasan Jakarta.
Pada tahun 1994 pasokan ke pembangkit tenaga
listrik di kawasan Surabaya dilakukan lagi oleh ARCO dari
sumber gas bumi di daerah Pagerungan (Selat Madura),
dengan tambahan gas bumi sekitar 50 persen, yang juga
digunakan untuk memasok PGN dan Petrokimia Gresik di
Jawa Timur. Sejak itu konsumsi gas bumi terus tumbuh
stabil hingga krisis ekonomi 1998 melanda yang
berpengaruh menurunkan tingkat konsumsi. Secara perlahan
konsumsi kemudian tumbuh kembali; dan bila dihitung
sejak 1991 hingga 2005, pertumbuhan konsumsi gas bumi
di Jawa adalah sekitar 12 persen per tahun.
Gambar 3.1 Konsumen Utama Gas Bumi di Jawa
Gambar 1 menunjukkan konsumen utama gas bumi
di Jawa, yang meliputi pembangkit tenaga listrik (Muara
Karang, Tanjung Priok, Gresik), perusahaan distribusi gas
PGN (Bogor, Jakarta, Cirebon, Surabaya) serta pabrik
pupuk, semen, baja dan petrokimia.
Gambar 2 memperlihatkan hasil perkiraan permintaan
gas bumi di Jawa 2005-2025 sesuai pendekatan yang
dilakukan di atas.
Sumber: Gas Transportation Project Through Public-
Private Partnership, 2005
Gambar 3.2 Perkiraan Kebutuhan Gas Bumi di Jawa,
2005-2025 (MMCFD)
3.3 Data Gas Alam Kalimantan Timur
Cadangan gas bumi atau gas alam Indoesia, terbukti
dan potensial, mengalami kenaikan secara nyata. Tahun
2004, total cadangan gas adalah 182,5 trillion cubic feet
(TCF), terdiri dari 94,78 TCF cadangan terbukti, dan 87,73
TCF potensial, kemudian meningkat menjadi 187.09 TSCF
status 1 Januari 2006 (P1 = 93.95 TSCF dan P2 = 93.14
TSCF) dengan laju produksi sebesar 8.2 MMSCFD dan
dapat diproduksi dalam jangka waktu 64 tahun. Persoalan
yang ada adalah letak cadangan yang tersebar di daerah-
daerah Indonesia bagian barat yang masih belum memiliki
infrastruktur untuk menyalurkan gas tersebut kepada
konsumen. Oleh karena itu ke depan, kegiatan eksplorasi
perlu di dorong ke arah Indonesia bagian timur.
Gambar 3.3 Peta Neraca Gas Indonesia 2007-20012
Kalimantan termasuk pulau yang kaya akan sumber
daya alam termasuk gas yang nantinya akan ditransmisikan
ke pulau Jawa. Hampir semua cadangan gas yang ada di
Kalimantan berada di wilayah Kalimantan Timur. Berikut
adalah perkiraan data gas yang ada di Kalimantan Timur
sampai dengan tahun 2012.
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
6
Tabel 3.8
Existing Supply di Kalimantan Timur
Sumber : BP Migas
Selain gas yang sudah tersedia, terdapat pula gas
yang masih dalam proses pengerjaan atau eksplorasi.
Berikut perkiraan gas yang masih dikerjakan.
Tabel 3.9
Project Supply Gas di Kalimantan Timur
No
Project
Supply 2007 2008 2009 2010 2011 2012
1
TOTAL E&P
INDONESIA 589,1 640,4 586,2 651 604 565
2
VICO
INDONESIA - - - - - -
3 UNOCAL 137,1 75,8 49 36,2 27,4 25
Total 726,2 716,2 635,2 687 632 590
Sumber : BP Migas
Setelah ditambah penemuan baru dari tahun 2008-
2012 yang berjumlah sebesar 2200 MMSFD, maka jumlah
total penyediaan adalah sebagai berikut
Tabel 3.10
Total Penyediaan Gas di Kalimantan Timur
Tahun
Total
Penyediaan
2007 3910,7
2008 4.130,40
2009 4.011,70
2010 3915,4
2011 3586
2012 3362,8
Sumber : BP Migas
Berdasarkan data di atas diketahui bahwa Kalimantan
Timur memiliki cadangan gas yang cukup banyak.
Cadangan gas ini dapat dimanfaatkan sebagai sumber energi
untuk memproduksi listrik di PLTG. Olek karena itu
pemerintah sudah mulai berencana untuk membangun
jaringan transmisi pipa gas Kalimantan-Jawa atau yang
lebih dikenal dengan Kalija yang nantinya akan
menyalurkan gas dari Kalimantan Timur menuju pulau
Jawa.
3.4 Batubara di Kalimantan Selatan
Produksi batubara di Kalimantan Selatan (Kalsel)
pada 2008 diperkirakan sebesar 78,5 juta ton. Dari angka itu
diketahui sampai November 2008 sebesar 71,9 juta ton.
Dari angka ini dijual sebesar 68,2 juta ton terdiri dari ekspor
sebesar 48,3 juta ton dan domestik sebesar 19,9 juta ton.
Hingga akhir 2008 produksi total akan mencapai 78,5 juta
ton. Kemudian diprediksi menjadi sebesar 86,8 juta ton
pada 2009. Angka ini akan naik menjadi 97,4 juta ton pada
2010 dan sebesar 101,1 juta ton pada 2011. Batubara
tersebut digunakan untuk keperluan PLTU PLN, industri
semen, industri tekstil, industri kertas, industri metalurgi
dan lain-lain.
Pada sisi lain kualitas batubara di Kalsel
mengandung calorific value (adb) 3578-7298 kcal/kg, sulfur
(adb) 0,04-2,94 %, ash (adb) 1-27,19%, fix carbon (adb) 35-
45,9%, HGI 38-70, volatile matter (adb) 27,7-48,5%,
inherent moister (ar) 3,54-24% dan total moisture (ar) 3,54-
45%.
IV ANALISIS TEKNO-EKONOMI-LINGKUNGAN
RENCANA INTERKONEKSI GAS DAN
RENCANA INTERKONEKSI HVDC 500 KV
6.000 MW
KALIMANTAN-JAWA
4.1 Analisis Kebutuhan Listrik di Jamali
Kebutuhan listrik di Jamali terdiri dari Distribusi
Bali, Distribusi Jawa Timur, Distribusi Jawa Tengah-Jogya,
Distribusi Jawa Barat-Banten dan Distribusi Jawa Barat-
Tangerang. Total kebutuhan listrik dari 5 wilayah distribusi
tersebut jauh lebih tinggi dibandingkan dengan kebutuhan
listrik pada wilayah lainnya di Indonesia, yaitu sekitar 80%
dari total kebutuhan listrik nasional pada tahun 2003. Hal
ini sangat beralasan mengingat Jamali merupakan pusat dari
segala kegiatan, namun pemakaian listriknya masih
tergolong kurang efisien.
Jaringan transmisi di pulau Jawa sudah banyak dan
akan terus ditingkatkan. Berdasarkan tegangan, jaringan
transmisi di pulau Jawa terdiri dari 70 kV, 150 kV dan 500
kV. Jumlah panjang jaringan transmisi yang ada di pulau
Jawa adalah 20.593,10 kms.
Pada tahun 2003, total kebutuhan listrik di Jamali
sebesar 69,96 TWh dan selama kurun waktu 17 tahun
(2003-2020) diperkirakan tumbuh sebesar 6% per tahun
sedikit lebih rendah dari rata-rata Indonesia, sehingga pada
tahun 2020 total kebutuhan listrik di Jamali menjadi 203,19
TWh. Peningkatan pertumbuhan kebutuhan listrik terbesar
di Jamali berasal dari sektor rumah tangga, hal tersebut
dipicu dengan membaiknya perekonomian di Jawa,
walaupun laju pertumbuhan kebutuhan listrik sektor rumah
tangga tersebut sudah mempertimbangkan efisiensi
penggunaan listrik dan kenaikan tarif. Sekitar sepertiga dari
total kebutuhan listrik Jamali berasal dari Distribusi Jawa
Barat dan Banten, mengingat pusat industri besar berada di
wilayah ini.
No
Existing
Supply 2007 2008 2009 2010 2011 2012
1
TOTAL
E&P
INDONESIA 2340,6 2335,5 2344,5 2238,4 1720,4 1681,4
2 UNOCAL 123,9 87,7 69 55,6 45,8 38,1
3 VICO
INDONESIA 720 691 663 634 538 403
Total 3184,5 3114,2 3076,5 2928 2304,2 2122,5
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
7
Sumber: Hasil Proyeksi Tim MARKAL BPPT
Gambar 4.1 Proyeksi Kebutuhan Listrik di Jawa Per Sektor
Tahun 2003 s.d. 2020
Besarnya proyeksi kebutuhan listrik di Jamali dari
tahun 2003 s.d. 2020 ditunjukkan pada gambar 1,
sedangkan pangsa kebutuhan listrik per distribusi di wilayah
Jamali ditunjukkan pada gambar 3. Dari gambar 2 nampak
bahwa kebutuhan listrik di Jawa didominasi oleh sektor
industri, disusul sektor rumahtangga, usaha, dan umum.
4.2 Analisis Kebutuhan Listrik Di Kalimantan
Prasarana fisik dan non-fisik yang tersedia di seluruh
wilayah Kalimantan masihbelum merata, sehingga
kebutuhan listrik di wilayah Kalimantan ada yang
tinggi,namun juga ada yang rendah. Dari seluruh wilayah
Kalimantan, kebutuhan listrik terbesar adalah di wilayah
Kalimantan Selatan, sedangkan wilayah Kalimantan Tengah
mempunyai kebutuhan listrik terrendah dibanding wilayah
lain di Kalimantan. Oleh karena itu, wilayah kebutuhan
listrik di Kalimantan Tengah digabung dengan wilayah
kebutuhan listrik di Kalimantan Selatan.
Banyaknya industri pertambangan di Kalimantan
Selatan menyebabkan tingkat kebutuhan listriknya paling
tinggi dan diasumsikan industri pertambangan tersebut akan
berkembang, sehingga pertumbuhan kebutuhan listrik
Kalimantan Selatan dan Kalimantan Tengah selama kurun
waktu 17 tahun (2003-2020) diasumsikan tumbuh sebesar
7,84% per tahun. Demikian pula untuk wilayah Kalimantan
Timur dan Kalimantan Barat bukan hanya industri yang
diharapkan berkembang, tetapi adanya rencana Pemerintah
untuk meningkatkan rasio elektrifikasi menyebabkan
dikedua wilayah tersebut kebutuhan listrik juga meningkat
masing-masing sebesar 7,96% dan 7,66% per tahun.
Sumber: Hasil Proyeksi Tim MARKAL BPPT
Gambar 4.2. Proyeksi Kebutuhan Listrik di Kalimantan Per
Sektor Tahun 2003 s.d. 2020
Besarnya proyeksi kebutuhan listrik di Kalimantan
per Sektor dari tahun 2003 – 2020 ditunjukkan pada gambar
2. Seperti halnya Sumatera, pengguna listrik terbesar di
Kalimantan adalah sektor rumah tangga, disusul sektor
industri, usaha, dan umum.
4.3 Interkoneksi dan Jaringan Pipa Gas Indonesia
Analisis kemudian dilakukan untuk menentukan
kebutuhan serta urutan pembangunan yang paling efisien
untuk membawa gas bumi ke Jawa dari alternatif lain yang
tersedia, yaitu transmisi Kalimantan Timur – Jawa dan
pembangunan receiving terminal LNG di Jawa Barat dan
Jawa Timur.
Data mengenai kapasitas, biaya investasi serta biaya
operasi yang dibutuhkan baik untuk proyek pipa transmisi
Kalimantan Timur maupun terminal penerima LNG yang
dapat dibangun di Jawa Barat dan Jawa Timur, yang
dipergunakan sebagai masukan dalam analisis ditunjukkan
pada tabel 10 dan tabel 11.
Tabel 4.1
Sistem Pipa Kaltim
Sumber: Gas Transportation Project Through Public-
Private Partnership, 2005. 4.3.1 Alternatif Membawa Gas Alam ke Jawa
Defisit gas bumi di Jawa perlu diatasi dengan
mengembangkan alternatif untuk mengangkut gas bumi dari
berbagai sumber yang tersedia, khususnya dari dalam
Indonesia sendiri. Indonesia memiliki cadangan gas bumi
sekitar 180 TCF pada tahun 2005, dimana 97 TCF adalah
cadangan terbukti (proven, P1). Cadangan gas bumi tersebut
tersebar di Sumatera (Selatan-Tengah), Kalimantan
(Timur), Natuna, Sulawesi (Selatan) serta Papua (Barat) di
samping yang berada di pulau Jawa.
Cadangan gas bumi di Kalimantan Timur cukup
besar (sekitar 47 TCF unrisked reserves, dengan sekitar 25
TCF proven reserves pada Januari 2005), namun sebagian
besar reserves tersebut mesti dicadangkan untuk memenuhi
komitmen ekspor gas bumi dalam bentuk LNG ke sejumlah
negara industri Asia (Jepang, Korea Selatan, Taiwan).
Bagaimanapun, karena reserves gas bumi di Kalimantan
Timur sampai 2 dekade mendatang diperkirakan masih
cukup besar, pengiriman gas bumi dari Kalimantan Timur
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
8
ke Jawa (entah dengan cara pembangunan pipa transmisi
dan/atau terminal penerima LNG) merupakan pilihan yang
perlu dipertimbangkan. Gambar 3 mengilustrasikan alternatif untuk
membawa gas bumi ke Jawa yang dipertimbangkan
tersebut.
Gambar 4.3 Alternatif Untuk Membawa Gas Bumi ke
Jawa
4.3.2 Pipa Transmisi Kalimantan Timur – Jawa
Pipa Transmisi Kalimantan Timur – Jawa
direncanakan memiliki kapasitas alir 1.350 MMSCFD (420
BCF/Y), dengan landing point di wilayah Semarang, Jawa
Tengah. Skema dari sistem transmisi yang direncanakan
ditunjukkan pada Gambar 4. Jarak off-shore antara
Banjarmasin dan Semarang sekitar 600 km. Ruas ini
membutuhkan tekanan tinggi (2160 psig) dan diameter
besar (42‖) dan akan merupakan kapasitas transmisi yang
tinggi dari sistem Bontang – Semarang. Antara Bontang
hingga Banjarmasin (619 km) direncanakan dibangun 2
stasion kompressor, sedang ukuran pipa yang direncanakan
adalah 48‖.
Gambar 4.4 Skema Pipa Transmisi Kaltim-Jawa
4.3.3 Perkiraan Biaya Investasi Pipa Trannsmisi
Kalimantan- Jawa
Investasi yang dibutuhkan sekitar US$ 1.59 milyar
(US$ 1.34 milyar untuk pipanisasi dan US$ 250 juta untuk
kompresi). Distribusi investasi adalah sekitar 10% pada
tahun pertama, 50% pada tahun kedua dan 40% tahun
ketiga. Biaya operasi diperkirakan sebesar US$ 31.8
juta/tahun, dengan 90% merupakan biaya tetap. Gambar 11
memberikan ilustrasi mengenai jadwal pembangunan
infrastruktur pengangkutan gas bumi ke Jawa, hingga
fasilitas tersebut dapat mengalirkan gas bumi dalam
kapasitas penuh.
Pembangunan pipa transmisi gas bumi Kaltim-Jawa
berpotensi memberikan beberapa manfaat ekonomi. Dalam
konteks yang relevan sekarang --dimana ketergantungan
terhadap BBM sangat besar sedangkan harganya
membumbung sangat tinggi—adalah untuk menggantikan
konsumsi BBM di Jawa sekaligus menurunkan jumlah
impor dan subsidinya.
Pembangunan jaringan transmisi tersebut akan
mendorong peningkatan added value dan multiplier effect di
dalam negeri melalui peningkatan kegiatan industri serta
penciptaan lapangan kerja. Mengekspor gas bumi dalam
bentuk ―mentah‖ mengakibatkan sebagian besar nilai
tambah dari ranting industri gas bumi turut terekspor, yang
dalam jangka panjang sebenarnya memperbesar kehilangan
(losses) ekonomi di dalam negeri.
4.3.4 Perkiraan Dampak Lingkungan
Lingkungan menjadi salah satu aspek yang penting
dalam perencanaan transmisi gas Kalimantan-Jawa ini. Oleh
karena itu rencana transmisi gas ini harus ramah lingkungan
dan harus didesain sedemikian rupa sehingga tidak
menimbulkan hal-hal yang dapat merusak lingkungan. Pada
dasarnya rencana transmisi gas sangat ramah lingkungan,
asalkan pemeliharaan pipa-pipa transmisinya dilakukan
dengan sangat teliti. Kebocoran pipa-pipa gas akan sangat
berbahaya dan dapat mengancam makhluk hidup yang ada
di laut Jawa seperti berbagai jenis ikan,tanaman laut dan
terumbu karang.
4.4 Interkoneksi HVDC 500 kV 6000 MW
Tujuan utama dari interkoneksi adalah mentransfer
atau mentransmisikan daya listrik yang dihasilkan oleh
pembangkit listrik di suatu sistem kelistrikan menuju sistem
kelitrikan yang lain. Dalam hal ini interkoneksi listrik
adalah mentransmisikan daya listrik yang dihasilkan oleh
pembangkit mulut tambang di Kalimantan Selatan sebagai
sumber energi menuju pulau Jawa sebagai pusat beban
listrik. Pulau Kalimantan kaya akan sumber energi seperti
batubara,minyak dan gas. Sumber energi tersebut akan
sangat berguna sebagai bahan baku yang akan diproduksi
menjadi listrik untuk memenuhi kebutuhan listrik di pulau
Kalimantan dan di pulau Jawa. Hal ini menjadi salah satu
alasan direncanakannya interkoneksi listrik Kalimantan-
Jawa. Alasan lain yang mendukung rencana ini adalah :
1. Kebijakan Pemerintah Indonesia dalam memanfaatkan
batubara dan mengurangi bahan bakar minyak di
pembangkit tenaga listrik.
2. Memperkuat kondisi ekonomi negara Indonesia.
3. Mempersiapkan diri untuk interkoneksi yang lebih luas
pada masa mendatang yang mencakup hingga
Semenanjung Malaysia dan negara-negara lain di
wilayah Asia Tenggara. Secara politis, hal itu akan
memperkuat integritas negara Indonesia.
Pemerintah bisa mengantisipasi krisis energi listrik
di pulau Jawa dengan memanfaatkan potensi gas yang
melimpah di Kalimantan Timur (Kaltim) dan Batubara di
Kalimantan Selatan (Kalsel) melalui teknologi transmisi
atau Interkoneksi High Voltage Direct Current (HVDC).
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
9
4.4.1 Perencanaan Umum
Saluran transmisi dapat dikategorikan atas saluran
udara (overhead line) dan saluran bawah tanah (under
ground).
1. Saluran Udara
Sebagaimana telah disebutkan bahwa pusat
pembangkit umumnya jauh dari pusat-pusat beban.
Apabila dimisalkan dibangun tidak persis di tepi
pantai, yang mungkin di tengah hutan atau di kaki
gunung dimana sumber energi itu berada, maka
dengan demikian tetap dibutuhkan saluran udara
yang selanjutnya dihubungkan dengan kabel laut.
2. Saluran Bawah Laut
Kabel yang digunakan untuk transmisi HVDC
pada umumnya mempunyai sifat yang sama
dengan kabel tanah, namun dengan konstruksi
yang berbeda. Sebagai enghantar biasanya
digunakan kawat tembaga berlilit (annealed
stranded), dan sebagai kulit pelindung digunakan
pita baja yang dapat ditaruh di dasar laut.
4.4.1.1 Survei Jalur dan Penetapan Panjang Kabel
Survei ini bertujuan untuk mendapatkan data-data
kondisi laut dan jalur kabel yang sesuai. Lintasan yang
dilalui kabel diusahakan yang pendek dan lurus, dasar laut
tanpa lembah dan laut yang tidak terlalu dalam. Survei jalur
kabel meliputi:
• Karakteristik permukaan dasar laut
• Kedalaman laut
• Pergerakan arus
• Arus pasang surut
• Pergeseran pasir dasar laut
• Data pendukung
4.4.1.2 Pekerjaan Instalasi Kabel Laut
Gaya tarik peletakan kabel ditentukan oleh kecepatan
saat peletakan, berat kabel, gaya pecah dan arus pasang.
Beberapa jenis pekerjaan pada saat peletakan
kabel meliputi :
1. Pemilihan vessel peletakan kabel, ditarik oleh
beberapa tug boat.
2. Pekerjaan persiapan peletakan kabel
3. Penempatan kabel laut
4. Proteksi kabel laut
Ada beberapa penyebab kerusakan kabel laut, di
antaranya oleh peralatan pancing, jangkar kapal, gigitan
ikan, gesekan sirip ikan, dan lain-lain. Oleh karena itu kabel
laut harus diproteksi terhadap kemungkinan terjadinya
gangguan seperti yang disebutkan di atas. Ada beberapa
cara yang telah dilakukan memproteksi ganggguan, di
antaranya adalah :
1. Menimbun kabel laut di dasar laut, kedalaman
penimbunan tergantung panjang mata peralatan
pancing atau mata jangkar, biasanya (20 - 150)cm.
2. Proteksi dengan rantai pelindung atau jaring
pelindung yang diikat pada kabel.
Pemilihan jalur yang tepat atau dengan pemberian
tanda yang mencolok pada jalur lintasan kabel sangat
membantu untuk menghindari kerusakan kabel oleh
peralatan pancing dan jangkar kapal.
4.4.2 Perencanaan Interkoneksi HVDC Kalimantan-
Jawa
Sebelum membangun suatu interkoneksi HVDC
antara Kalimantan- Jawa diperlukan perencanaan jaringan
transmisi yang matang. Secara umum perencanaan jaringan
transmisi HVDC Kalimantan-Jawa meliputi :
1. Penentuan Jalur Transmisi
Berdasarkan penelitian terhadap situasi dan kondisi laut
serta jarak yang akan dilalui oleh jaringan transmisi
maka ditentukan :
Lokasi interkoneksi meliputi wilayah Kalimantan
selatan, melintasi laut Jawa dan tujuannya adalah
Jawa Timur. Ini adalah jarak terdekat yang paling
efisien dan paling hemat biaya. Dipilih laut Jawa
karena laut Jawa termasuk perairan yang dangkal
sehingga pemasangan kabel relatif tidak terlalu
susah jika dibandingkan dengan perairan yang
lebih dalam, selain jaraknya yang tidak terlalu jauh.
Gambar 4.5 Jalur HVDC Kalimantan-Jawa
Stasiun konverter dipasang di daerah asam-asam
karena disini terdapat sumber batubara kalori
rendah dan telah terdapat PLTU mulut tambang
Asam-Asam dengan kapasitas 2x65 MW.
Stasiun Inverter dipasang pada sisi penerima di
Jawa Timur yaitu di daerah Gresik karena disini
terdapat PLTU dan PLTG dan PLTGU dengan
kapasitas
Saluran kabel bawah laut menyeberangi laut Jawa
antara Asam-Asam dengan Gresik sejauh 410 km.
Penentuan Tegangan dan Pemilihan Konduktor
Untuk membangun jaringan transmisi HVDC
dengan kabel laut terlebih dahulu ditentukan tegangan
kerja dan kapasitas saluran transmisi. Dengan kapasitas
saluran transmisi sebesar 6000 MW dan diasumsikan
panjang saluran 410 km, maka tegangan kerjanya yang
paling ideal adalah 500 kV. Dari data di atas dipilih
model saluran bipolar (satu positif dan yang lain
negatif), dimana masing-masing polaritas mempunyai
tegangan 500 kV. Saluran bipolar dipilih karena
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
10
memiliki beberapa kelebihan dibandingkan saluran
model lain.
4.4.3 Pertimbangan Ekonomis Interkoneksi HVDC
Kalimantan Jawa
Berdasarkan studi dan perkiraan, jaringan transmisi dan
interkoneksi listrik Kalimantan-Jawa akan menghabiskan
biaya sebesar ±2,3 milyar USD atau setara dengan Rp 2,3
Triliyun (diasumsikan 1 dolar = Rp 10.000 ). Biaya tersebut
digunakan untuk pemasangan dan instalasi kabel bawah laut
yang menyeberangi laut Jawa dan menghubungkan antara
pulau Kalimantan dengan pulau Jawa. Kabel bawah laut ini
dapat menyalurkan daya sebesar 6000 MW dengan
tegangan sebesar 500 KV.
Perhitungan Biaya Modal
Dalam perhitungan biaya modal (Capital Cost), tergantung
pada tingkat suku bunga (discount rate) dan umur
ekonomis. 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(
n
n
i
iiCRF
Sehingga biaya modal / Capital Cost (CC) dirumuskan dari
persamaan sebagai berikut :
Listrik Tenaga Netoan PembangkitJumlah
CRF x pembangkit Kapasitasn x pembanguna BiayaCC
Dimana:
CRF = Capital Recovery Factor (decimal)
i = Suku Bunga (%)
n = Umur Kabel / Lama waktu penyusutan (Tahun)
CC = Capital Cost / Biaya Modal (US$ / kWh)
Jumlah Pembangkitan Neto Tenaga Listrik (kWh / Tahun)
= (Daya Terpasang) x (Faktor Kapasitas) x 8760.
Berdasarkan data yang ada dibawah ini :
Tabel 4.2
Data Kabel
Jenis Data Nilai
Installed Capacity 6000 MW
Life Time 30 Years
Cable Type HVDC
Capital Investment Cost 2,3 billion USD
Perhitungan CRF untuk :
Suku Bunga i=3% dan Umur Kabel (Life Time) n=
30 Tahun
1)1(
)1(
n
n
i
iiCRF
0510,01)03,01(
)03,01(03,030
30
Perhitungan Biaya Pembangunan
Dari data Tabel diatas dapat kita lihat bahwa Capital
Investment Cost atau biaya pembangunan adalah
sebesar:
kW
USD3
9
10 x 6000
10 x 2,3
Capacity Installed
Cost Investment Capital nPembanguna Biaya
= 383,333 US$ / kW
Perhitungan Jumlah Pembangkitan Tenaga Listrik
(kWh/Tahun)
Dengan daya terpasang 6000 MW dan faktor kapasitas
80 % maka Jumlah Pembangkitan Tenaga Listrik
(kWh/tahun)
= Daya Terpasang x Faktor Kapasitas x 8760
= 6000 MW x 0,8 x 8760
= 42.048.000.000 kWh/tahun
Jadi biaya modal / Capital Cost (CC) adalah sebagai
berikut:
Listrik Tenaga Netoan PembangkitJumlah
CRF x Pembangkit kapasitasn x pembanguna Biaya Cost Capital
Untuk suku bunga i = 3 %
kWhcent / 2.789 .00042.048.000
051.06000000333,383
CC
Berdasarkan data di atas diketahui biaya penyaluran
listrik Kalimantan-Jawa adalah sebesar ± Rp 278,00.
Diketahui juga biaya pembangkitan PLTU Mulut Tambang
adalah sebesar ± Rp 450,00. Jadi jika dijumlahkan dengan
biaya transmisi listrik maka hasil yang didapat adalah Rp
278,00 + Rp 450,00 = Rp 728,00.
Hasil ini akan dibandingkan dengan harga jual listrik
rata-rata di wilayah Jawa Timur yang didapatkan dari data
statistik PLN tahun 2008. Dari data didapatkan bahwa harga
jual rata-rata (Rp/kWh) adalah Rp 649,00.
Dengan input data sebagai berikut :
Pendapatan perkapita setiap bulan = Rp 1.050.000
Dengan mengasumsikan dalam 1 rumah tangga terdapat 4
anggota keluarga sehingga didapat :
Pendapatan rumah tangga = Rp 4 x 1.050.000 = Rp Rp
4200.000
Sedangkan pengeluaran rumah tangga untuk konsumsi
energi listrik rata-rata berkisar 6%-10%. Dengan
diasumsikan pengeluaran rumah tangga untuk energi listrik
rata-rata adalah 7%, maka pengeluarannya sebesar Rp.
294.000
Dengan sambungan daya pelanggan pada 900 VA maka
dengan asumsi power faktor 0,8 didapat sambungan daya
dalam watt sebesar : kW 0,720,8VA 009
Maka konsumsi listrik dalam 1 bulan didapat :
Factor Load2430kW 0,72Bulan 1kWh
Dengan faktor beban sebesar 40,34 % maka :
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
11
4034,02430kW 0,72Bulan 1kWh
kWh/Bulan 12,209Bulan 1kWh
Dengan bea beban sebesar Rp. 17.000 (sesuai
Keppres no. 103 tahun 2003 mengenai Tarif Dasar Listrik),
sedangkan dalam penyambungan konsumen 900 VA terdiri
dari 3 golongan, yaitu :
630,00 Rp. TDL rata-ratadengan
kWh 60 diatas III.
kWh 60 - 20 II.
kWh 20-0 I.
Sehingga diperoleh biaya sebesar : 131,745 Rp.Rp.630kWh 209,12
Maka dengan penjumlahan bea beban sebesar Rp.
17.000 didapat total biaya sebesar Rp. 131,745 Daya beli
listrik rumah tangga diperoleh dari perbandingan antara
pengeluaran untuk energi listrik dengan total biaya energi
listrik, kemudian dikalikan dengan rata-rata tarif dasar
listrik, maka :
/kWhRp.1000Rp.630Rp.131,74
209.12 Rp.
Dengan daya beli listrik rumah tangga sebesar
Rp.1000 maka harga jual energi listrik mampu dibayar oleh
masyarakat karena rata-rata harga jual energi listrik masih
dibawah daya beli untuk listrik rumah tangga. Sebagai
acuan, harga jual listrik yang direncanakan setelah
melakukan transmisi adalah sebesar Rp.728/kWh. Harga
jual ini lebih rendah dari kemampuan daya beli energi listrik
rumah tangga yaitu Rp. 1000, sehingga harga jual
Rp.728/kWh dapat dijangkau oleh masyarakat Jawa Timur.
4.4.4 Pertimbangan Lingkungan
Desain peralatan dan perencanaan transmisi listrik
harus memperhitungkan kondisi lingkungan di lokasi
dengan cara melakukan survey. Beberapa parameter penting
yang perlu diperhatikan adalah ketinggian suhu, angin,
kelembaban, kondisi seismik, kondisi tanah, petir, dan
aksesibilitas. Survey juga harus dilakukan untuk
memperoleh informasi yang berhubungan dengan desain
kabel dan instalasi. Setelah itu dilakukan analisa perkiraan
dampak lingkungan seperti kemungkinan pencemaran udara
daan kerusakan ekosistem (darat dan laut). Pencemaran dari
saluran transmisi dinilai sangat minim karena teknologi
sistem proteksi sufah sangat maju dan mutakhir.
pencemaran lingkungan kemungkinan akan terjadi pada
PLTU yang membangkitkan listrik sebelum ditransmisikan.
Akan tetapi hal ini akan diatasi dengan cara memanfaatkan
limbah PLTU untuk menyuburkan lahan bekas tambang
batubara di sekitar PLTU.
4.5 Analisa Akhir
Interkoneksi gas Kalimantan-Jawa dengan Pipa
Transmisi direncanakan memiliki kapasitas alir 1.350
MMSCFD (420 BCF/Y), dengan landing point di wilayah
Semarang, Jawa Tengah. Interkoneksi ini direncanakan
menghabiskan biaya sebesar US$ 1.59 milyar. Dengan
pembangunan jaringan transmisi gas antar pulau ini
diharapkan kebutuhan energi gas di pulau Jawa akan
tercukupi. Selain itu dapat pula memenuhi kebutuhan listrik
pembangkit listrik PLN yang menggunakan bahan bakar
gas. Terobosan ini dinilai menguntungkan daripada PLN
harus mengeluarkan subsidi bahan bakar minyak yang
akhir-akhir ini harganya terus melonjak. Kalimantan Timur
sebagai daerah utama penghasil gas bumi di Kalimantan
pun mempunyai ketersediaan dan cadangan gas yang
mencukupi apabila ditransmisikan ke pulau Jawa. Selama
ini pasokan gas bumi di Kalimantan Timur lebih banyak
digunakan untuk industri-industri besar dan diekspor ke
luar negeri. Akan tetapi rencana ini pun mempunyai
kekurangan yaitu :
1. Gas yang ditransmisikan ke pulau Jawa hanya bisa
dinikmati oleh pelanggan di sana saja.
2. Daya listrik yang dibangkitkan oleh pembangkit yang
bahan bakar gasnya berasal dari transmisi gas
Kalimantan –Jawa, hanya bisa dinikmati oleh pelanggan
di wilayah JAMALI saja karena sistem kelistrikan
disana sudah terinterkoneksi dengan baik.
Padahal seperti kita ketahui bahwa penduduk yang
menikmati listrik di wilayah Kalimantan sangat minim,
bahkan belum mencapai 60% dan secara keseluruhan
mengalami defisit energi listrik. Oleh karena itu target rasio
elektrifikasi mencapai 100% pada tahun 2025 kemungkinan
besar akan terhambat.
Solusi yang lebih tepat dalam hal ini adalah
Interkoneksi listrik Kalimantan-Jawa dengan menggunakan
kabel HVDC bawah laut dengan daya sebesar 6000 MW
dan tegangan 500 kV. Melihat kondisi geografis Indonesia
yang wilayahnya didominasi oleh lautan, maka penggunaan
transmisi HVDC dengan kabel laut sangat memungkinkan,
efektif, efisien dan aman. Dengan biaya investasi sebesar
±2,3 milyar USD atau setara dengan Rp 23 Triliun
(diasumsikan 1 dolar = Rp 10.000 ) mungkin terlihat sangat
besar dan membebani pemerintah. Tetapi jika dipikirkan
keuntungan jangka panjang yang akan diperoleh maka dana
sebesar itu akan sebanding dengan hasil yang akan
didapatkan. Harga listrik di Jawa setelah ditransmisikan
diperkirakan mencapai Rp 728/kWh dan ini masih dibawah
daya beli pelanggan yang mencapai Rp 1000/kWH jadi
listrik masih dalam jangkauan pelanggan yang ada di
Jatim.Dengan memanfaatkan sumber energi yang tersebar
di Kalimantan Selatan dan Kalimantan Timur (batubara dan
gas bumi), maka dapat dibangkitkan pembangkit listrik
dengan kapasitas besar. Hal ini akan menjadi saling
menguntungkan :
1. Daya listrik yang dibangkitkan di Kalimantan dapat
ditransmisikan ke pulau Jawa sehingga dapat
memenuhi kebutuhan listrik disana.
2. Dengan membangkitkan listrik di Kalimantan, maka
sistem interkoneksi antar wilayah di Kalimantan akan
terbuka dan semakin mudah dilakukan.
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
12
3. Pemerataan listrik akan semakin mudah dilakukan
4. Industri akan semakin berkembang di Kalimantan
karena masalah utama yaitu kelistrikan sudah dapat
teratasi.
5. Teknologi kelistrikan di Indonesia akan semakin
berkembang karena interkoneksi HVDC bawah laut ini
tergolong teknologi baru.
Untuk dampak lingkungan, cara ini pun tergolong
aman dan ramah lingkungan karena sistem proteksi dan
sistem isolasi yang sudah maju. Sehingga pencemaran
lingkungan dan bahaya kerusakan ekosistem laut dapat
diminimalisir.
Berdasarkan pertimbangan di atas maka solusi akhir
yang dinilai lebih tepat dan mempunyai prospek yang bagus
untuk perkembangan kelistrikan adalah interkoneksi listrik
dengan menggunakan kabel laut HVDC 6000 MW dengan
tegangan 500 kV. Prospek penggunaan transmisi HVDC ini
perlu ditunjang dengan perbaikan sistem dan regulasi
kelitrikan sehingga investasi dalam bidang kelistrikan bisa
tumbuh dengan pesat di tengah i iklim perkembangan yang
kondusif.
V PENUTUP
5.1 Kesimpulan
Berdasarkan hasil analisa dan pembahasan yang
telah dilakukan dapat diambil beberapa kesimpulan antara
lain :
1. Pulau Kalimantan adalah pulau yang kaya akan
sumber energi baik gas maupun batubara.
Cadangan gas Kalimantan Timur sekitar 47 TCF
unrisked reserves, dengan sekitar 25 TCF proven
reserves pada Januari 2005 dan sumberdaya
batubara sebesar 21.076,98. Kalimantan Selatan
mempunyai sumberdaya batubara sebesar 9.101,38
dan cadangannya sebesar 1.867,84. Sedangkan
pulau Jawa saat ini sedang mengalami kekurangan
cadangan daya yaitu reserve margin yang hanya
sekitar 16%. Hal ini yang mendasari rencana
transmisi gas Kalimantan-Jawa dan transmisi
listrik dengan kabel laut HVDC 6000 MW 500 kV.
2. Biaya investasi yang dikeluarkan untuk transmisi
gas adalah sekitar US$ 1.59 milyar atau Rp 1,59
triliun. Sedangkan untuk biaya interkoneksi HVDC
adalah sebesar US$ 2,3 milyar atau setara dengan
Rp 23 triliun (diasumsikan 1 dolar = Rp 10.000).
3. Biaya yang dikeluarkan untuk transmisi gas
memang jauh lebih murah daripada biaya investasi
transmisi HVDC. Akan tetapi biaya penyaluran
listrik dengan HVDC juga murah yaitu Rp
728/kWh. Untuk perkembangan kelistrikan
mendatang, manfaat dari transmisi HVDC jauh
lebih besar daripada transmisi gas.
4. Interkoneksi HVDC Kalimantan-Jawa mungkin
merupakan pilihan yang paling tepat,ekonomis dan
ramah lingkungan untuk memenuhi permintaan
daya listrik di Kalimantan dan Jawa.
5.2 Saran
1. Diperlukan pengkajian lebih dalam tentang
transmisi gas dan interkoneksi listrik pada daerah
yang lain terutama dampak lingkungan yang
ditimbulkan karena kondisi laut dan
karakteristiknya berbeda-beda dan aktifitas
manusia yang mungkin bisa menimbulkan
gangguan atau kerusakan.
2. Juga perlu penelitian dan pengkajian khusus
tentang rencana interkoneksi listrik antar negara
dengan transmisi HVDC kabel laut baik dari sisi
teknis, sosial budaya, politik maupun aspek
lingkungannya.
DAFTAR PUSTAKA
1. Arismunandar, 1982, Teknik Tenaga Listrik II,
Pradnya Paramita, Jakarta.
2. Barnes, C.C., 1996, Power Cables, Chapman and
Hall Ltd.
3. E.W. Kimbark, 1971, Direct Current
Trannsmission, John Wiley & Sons.
4. Granau, Peter, 1979, Underground Power
Transmission, John Wiley & Sons.
5. Hamma & Tadjuddin, Oktober, 2000, Prospek
Penggunaan Transmisi HVDC dengan Kabel Laut
di Indonesia, Elektro Indonesia, No. 33, Tahun VI.
6. Mahmudsyah, Syarifuddin, Ir. M.Eng.,Kenaikan
Harga BBM dan Problematikanya, Serta
Diversivikasi Energi Menghadapi Era Pengurangan
Subsidi BBM, Seminar, ITS- Surabaya, 24 April
2002.
7. McAllister D., 1982, Electric Cables Handbook ,
Granada, London.
8. Michel Chamia, HVDC- A Major Option for The
Electricity Networks of The 21st Century, IEEE
WPM Panel Session, 1999
9. Stevenson Jr., William D., 1996, Analisa Sistem
Tenaga Listrik, Edisi IV, Erlangga, Jakarta.
10. Weedy, B. M., 1980, Underground Transmission
of Electric Power, John Wiley & Sons.
11. Weeks, Walter L., 1976, Transmission and
Distribution of Electrical Energy, Harper & Row
Publisher, New York.
12. ______, Oktober, 2009, HVDC Light Submarine
Cables, ABB Power System. <URL :
http://www.abb.com>
13. ______, Oktober, 2009, HVDC Transmission,
Siemens Power Transmission. <URL:
http://www.siemens.com>
14. ______, Oktober, 2009, Low Pressure Oil Filled
Submarine Cables, ABB Power System. <URL:
http://www.abb.com>
15. ______, Nopember, 2009, Mass Impregnated
Submarine Cables, ABB Power System. <URL:
http://www.abb.com>
16. ______, Nopember, 2009, What is HVDC & Why
HVDC, ABB Power System.
<URL:http://www.abb.com>
Proceeding Seminar Tugas Akhir Jurusan Teknik Elektro FTI-ITS
13
17. ______, 2007. BPMigas,
<URL:http://www.bpmigas.co.id>
18. ______, 2005. Statistik PLN,
<URL:http://www.pln.co.id>
19. ______, 2006. Rencana Umum
Ketenagalistrikan Nasional (RUKN) 2006-2026, Departemen Energi dan Sumber daya mineral,
2006.
RIWAYAT HIDUP
Penulis dilahirkan di Banjarmasin –
Kalimantan Selatan pada Tanggal 26
Mei 1986 dengan nama lengkap
Nuzula Sakti Ramadhan, dilahirkan
dari pasangan MT.Navis Rozhanie dan
Sessi Rewetty Rivilla yang bertempat
tinggal di Banjarmasin, Kalimantan
Selatan. Penulis terdaftar sebagai
mahasiswa Jurusan Teknik Elektro,
Bidang Studi Teknik Sistem Tenaga,
Fakultas Teknologi Industri, Institut
Teknologi Sepeluh Nopember
Surabaya dengan NRP : 2204 100 129
Jenjang pendidikan yang telah ditempuh adalah sebagai
berikut :
SD Islam Sabilal Muhtadin (1992-1998)
SMP Negeri 3 Peterongan (1998-2001)
SMA 1 Surabaya (2001-2004)
Melalui jalur SPMB 2004, diterima menjadi mahasiswa
Jurusan Teknik Elektro ITS Surabaya dan mengambil
bidang studi Teknik Sstem Tenaga.