ANALISA BIAYA PEMBANGKITAN
PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA PANAS
BUMI SKALA KECIL
Abdul Hamid Budiman*) dan Akim Windaru
Balai Besar Teknologi Konversi Energi – Badan Pengkajian dan Penerapan
Teknologi
Gedung 621, Klaster Energi, Kawasan Puspiptek - Serpong
Tangerang Selatan 15413
*)
Email: hamid.budiman@bppt.go.id
Abstract
The potency of geothermal in Indonesia is very huge. However, its development is
still low. The location is usually isolated and leads to the economical point of view
that is not competitive. This paper describes generating cost of small-scale
geothermal power plant using three scenarios those are Business as Usual
(BAU), Local Content (TKDN) and Clean Development Mechanism (CDM). The
study shows that the average generating cost of geothermal power plant is 15.50
cent $/kWh for BAU, 14.36 cent $/kWh for TKDN, 14.65 cent $/kWh for CDM and
13.51 cent $/kWh for all scenarios combined. It shows that generating cost of
small-scale geothermal power plant is more competitive than small-scale diesel
power plant which has generating cost of 17.20 cent $/kWh.
Key words: Small-scale Geothermal Power Plant, Generating Cost,
Business as Usual, Local Content, Clean Development Mechanism
Abstrak
Potensi panas bumi di Indonesia sangat besar. Namun demikian pengembangan
panas bumi di Indonesia masih rendah. Salah satu kendala yang banyak dihadapi
dalam pengembangan energi panas bumi saat ini adalah letaknya yang terisolir
jauh dari beban, sehingga menyebabkan tingkat keekonomianya kurang menarik.
Tulisan ini menjelaskan biaya pembangkitan dari Pembangkit Listrik Tenaga
Panas Bumi (PLTP) skala kecil menggunakan tiga skenario yaitu Business as
Usual (BAU), Tingkat Kandungan Dalam Negeri (TKDN) dan Clean Development
Mechanism (CDM). Hasil studi menunjukkan biaya pembangkitan rata-rata untuk
PLTP skala kecil adalah 15,5 cent $/kWh untuk skenario BAU, 14,36 cent $/kWh
untuk skenario TKDN, 14,65 cent $/kWh untuk skenario CDM dan 13,51 cent
$/kWh untuk skenario gabungan. Dibanding dengan Pembangkit Listrik Tenaga
Disel (PLTD), PLTP skala kecil masih lebih kompetitif, dimana biaya
pembangkitan PLTD skala kecil adalah 17,20 cent $/kWh.
Kata kunci: PLTP Skala Kecil, Biaya Pembangkitan, BAU, TKDN, CDM
1. PENDAHULUAN
Ketersediaan energi listrik merupakan elemen
yang sangat penting dalam berbagai aspek
kehidupan manusia. Selain itu, energi listrik juga
merupakan kebutuhan mutlak untuk menunjang
pembangunan nasional yang berkelanjutan. Hal
ini menjadi tantangan besar bagi Indonesia ketika
dihadapkan pada kondisi dimana sebagian besar
penyediaannya masih bergantung pada energi
fosil dan pengembangan sumber–sumber energi
terbarukan masih sangat terbatas.
Penggunaan energi di Indonesia meningkat
pesat sejalan dengan pertumbuhan ekonomi dan
pertambahan penduduk. Namun demikian akses
ke energi yang andal dan terjangkau belum bisa
sepenuhnya dinikmati oleh masyarakat.
Di sisi lain, potensi energi terbarukan seperti
panas bumi cukup besar. Hanya saja sampai
saat ini pemanfaatannya masih sangat terbatas.
Hal ini antara lain disebabkan oleh harga energi
terbarukan
yang
belum
kompetitif
bila
dibandingkan dengan harga energi fosil,
penguasaan teknologi yang rendah, keterbatasan
dana untuk penelitian dan pengembangan
maupun investasi dalam pemanfaatan energi
terbarukan serta infrastruktur yang kurang
memadai.
Panas bumi sebagai salah satu sumber daya
energi terbarukan mempunyai potensi yang
berlimpah di Indonesia. Meskipun saat ini belum
dimanfaatkan secara optimal, namun Pemerintah
saat ini mulai memberikan perhatian yang serius.
Hal ini terlihat dengan adanya target pemerintah
yang cukup ambisius, yaitu penambahan
kapasitas Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi
(PLTP) hingga mencapai 9.500 MW pada tahun
2025 (ESDM, 2009).
Salah satu kendala yang banyak dihadapi
dalam pengembangan energi panas bumi saat ini
adalah letaknya yang terisolir jauh dari beban,
sehingga menyebabkan tingkat keekonomianya
kurang menarik. Namun dengan adanya harga
minyak yang terus merangkak naik, dimana saat
ini telah mencapai lebih dari 100 USD/barel,
maka pengembangan panas bumi khususnya
untuk skala kecil perlu diperhitungkan guna
mengurangi subsidi pemerintah.
Dalam hal pencemaran udara, emisi dari
PLTP sangat rendah bila dibandingkan dengan
minyak dan batubara. Karena emisinya yang
rendah, energi panas bumi memiliki kesempatan
untuk dikembangkan dengan memanfaatkan
pendanaan dengan skema Clean Development
Mechanism (CDM).
2. METODOLOGI
Studi ini dilakukan untuk mengetahui biaya
pembangkitan dari PLTP skala kecil. Yang
dimaksud pembangkit skala kecil adalah
pembangkit yang mempunyai kapasitas di bawah
5 MW.
Dalam menentukan biaya pembangkitan ini hal
pokok yang menjadi pertimbangan adalah biaya
pengembangan lapangan panas bumi dan biaya
investasi dan Operasional & Perawatan untuk
pembangkit listrik. Dengan mempertimbangkan
biaya tersebut dapat dihitung perkiraan harga
listrik dari PLTP.
Untuk mencapai sasaran studi, dilakukan
pengumpulan data kemudian dianalisa dengan
cara pendekatan kualitatif. Pendekatan kualitatif
meliputi analisis dan evaluasi berdasarkan
kepustakaan dan asumsi yang sejalan dengan
hasil survei mengenai data lapangan dan regulasi
pengembangan panas bumi.
Dalam menghitung biaya pembangkitan PLTP
skala kecil ini digunakan tiga skenario yang
dianalisis untuk melihat keekonomian PLTP
dengan berbagai kondisi. Skenario pertama
adalah Business as Usual (BAU) yang hanya
mempertimbangkan kondisi keekonomian saat ini.
Skenario kedua adalah skenario dengan
mempertimbangkan adanya Tingkat Kandungan
Dalam Negeri (TKDN) dan skenario ketiga adalah
skenario dengan skema pendanaan melalui CDM.
Adapun alur pemikiran dari tulisan ini dapat
digambarkan sebagai berikut:
Gambar 1. Alur pemikiran perhitungan biaya
pembangkitan PLTP skala kecil
3. HASIL DAN PEMBAHASAN
3.1. Biaya Pembangkitan PLTP Skala Kecil
Biaya dalam pembangunan PLTP terdiri atas 2
komponen yaitu biaya investasi/modal dan biaya
operasional dan perawatan yang terdiri atas
beberapa bagian yaitu:
A. Biaya Investasi/Modal
1. Biaya Eksplorasi
a. Survei pendahuluan
b. Eksplorasi rinci
c. Studi kelayakan
2. Biaya pengembangan lapangan uap
(steam field), terdiri atas:
a. Biaya pemboran sumur (sumur
eksplorasi, pengembangan, injeksi,
make up)
b. Biaya lahan, jalan, persiapan lahan
dan lain-lain
c. Biaya fasilitas produksi
d. Biaya sarana pendukung
3. Biaya pembangkit listrik
B. Biaya Operasional dan Perawatan
1. Biaya pemeliharaan lapangan uap
2. Biaya pembangkit listrik.
Di bawah ini akan dijelaskan lebih rinci tentang
dua komponen biaya tersebut.
3.1.1. Biaya Investasi/Modal
Biaya investasi/modal dapat dikelompokkan
menjadi dua, yaitu biaya modal langsung dan
biaya modal tidak langsung.
a. Biaya Modal Langsung
Biaya modal langsung terdiri atas biaya
eksplorasi, biaya pengembangan lapangan uap
(steam field), dan biaya pembangkit. Dengan
meningkatnya kapasitas pembangkit, biaya yang
dibutuhkan untuk pengembangan PLTP (per
satuan kapasitas) akan menjadi lebih kecil,
sebagaimana ditunjukkan pada Gambar 2.
Gambar 2. Pengaruh Kapasitas Terhadap Biaya
Pembangkitan PLTP (BPPT, 2011)
Al-Dabbas (2009) melakukan perhitungan
biaya modal langsung seperti yang terdapat
dalam Tabel 1 yang menunjukkan biaya modal
langsung indikatif (US$/kW) dalam nilai US dolar
tahun 2009.
Tabel 1. Biaya Modal Langsung Berdasarkan
Kualitas Sumberdaya pada Harga Konstan US$
2009
Jenis Pembangkit
Pembangkit Kecil
(<5 MW)
Pembangkit Sedang
(5-30 MW)
Pembangkit Besar
(>30 MW)
Biaya
Eksplorasi
Lapangan Uap
Sumberdaya
Sumberdaya
Kualitas Tinggi
Kualitas Sedang
US$ 2009/KW
US$ 2009/KW
$1000-$2000
$1000-$2500
$250-$500
$750-$1500
Pembangkit
$2750-$3250
$2750-$3500
Total
$4000-$5750
$4500-$7500
Eksplorasi
$625-$1000
$625-$1500
Lapangan Uap
$500-$1250
$1000-$1750
Pembangkit
$2125-$3000
$2375-$3000
Total
$3250-$5250
$4000-$6250
Eksplorasi
$250-$1000
$250-$1000
Lapangan Uap
$750-$1125
$750-$1750
Pembangkit
$1875-$2750
$2125-$2750
Total
$2875-$4375
$3375-$5500
Sumber: Al-Dabbas, 2009
Sementara itu, menurut PLN (2009), biaya
modal untuk pembangkit panas bumi berkisar
antara 2,8 - 3,0 juta US$/MW.
Tabel 2. Biaya Modal Pembangkit Panas Bumi
Total Biaya
(dalam juta USD/MW)
Jenis Biaya
G&G studies, Exploration & Development Drilling
1,1 - 1,2
Pipelines - Steam Above Ground System (SAGS)
0,4
Power Plant, inc. Engineering & Project Management
Total Biaya Pengembangan
1,3 - 1,4
2,8 - 3,0
Sumber: PLN, 2009
b. Biaya-Biaya Tidak Langsung
Besarnya biaya-biaya tidak langsung
sangat bervariasi bergantung pada lokasi
pembangunan,
aksesibilitas,
tingkat
infrastruktur dan kebutuhan tenaga dari luar
daerah. Besarnya biaya tidak langsung
tergantung pada tipe lokasi, yaitu:
Lokasi A adalah daerah proyek di negara
maju, mempunyai infrastruktur yang baik,
tersedia tenaga terampil dan mempunyai
fasilitas pelabuhan serta dekat dengan
kota besar. Biaya tidak langsungnya
berkisar antara 5 – 10% dari biaya
langsung.
Lokasi B adalah daerah proyek di lokasi
yang lebih terpencil dari suatu negara
maju, atau berada di area negara
berkembang dimana infrastruktur dalam
keadaan baik, memiliki sejumlah tenaga
terampil dan stabilitas politik dan sosial
terjaga. Biaya tidak langsungnya berkisar
antara 10 – 30% dari biaya langsung.
Lokasi C adalah daerah proyek yang
berada di lokasi yang sangat terpencil
dari
suatu
negara
berkembang,
mempunyai infrastruktur yang kurang
baik, aksesibilitasnya
sulit, tenaga
terampil langka dan memiliki resiko
ketidakstabilan
politik.
Biaya
tidak
langsungnya berkisar antara 30 – 60%
dari biaya langsung.
3.1.2. Biaya Operasi dan Pemeliharaan
Biaya operasi dan pemeliharaan pada proyek
panas bumi dibagi menjadi dua bagian, yaitu
biaya operasi dan pemeliharaan lapangan uap
dan pembangkit listrik. Besarnya biaya operasi
dan pemeliharaan ditunjukkan dalam Tabel 3
.
Tabel 3. Biaya Operasi dan Pemeliharaan pada
Harga Konstan US$ 2009
Pembangkit Kecil
(<5 MW)
US 2009 cents/kWh
Pembangkit Sedang
(5-30 MW)
US 2009 cents/kWh
Pembangkit Besar
(>30 MW)
US 2009 cents/kWh
Lapangan Uap
0,875-1,75
0,625-0,875
0,375-0,625
Pembangkit
1,125-1,75
0,875-1,125
0,625-1,125
2,0-3,5
1,5-2
1,0-1,75
Komponen Biaya
Total
Sumber: Al-Dabbas, 2009
Biaya-biaya tersebut tidak termasuk biaya
pembuatan sumur-sumur baru, yang biasanya
dibutuhkan dengan waktu untuk menggantikan
produksi yang berangsur-angsur merosot dari
sumur-sumur yang asli. Laju penurunan produksi
sumur-sumur panas bumi tergantung pada sifat
alami sumber daya dan ukuran pengembangan,
tetapi biasanya dapat bervariasi antara 5% hingga
10% tiap tahun. Oleh karena itu, sebagai
tambahan terhadap biaya-biaya tersebut, suatu
pengembang harus mempertimbangkan sekitar
8% dari total biaya-biaya sumur tiap-tiap tahun
untuk kebutuhan sumur pengganti di masa datang
(BPPT, 2011).
Besarnya biaya investasi dipengaruhi oleh dua
parameter penting yaitu kualitas sumber daya dan
kondisi infrastruktur di lokasi tersebut.
Tabel 5. Data Investasi (US$2009/kW)
Tipe
Lokasi
Kualitas Sumber Daya
Tinggi
Min
Menengah
Max
Min
Rendah
Max
Min
Max
Maju
4.2
6.325
4.725
8.25
5.25
10.175
Sedang
4.4
7.475
4.95
9.75
5.5
12.025
Terpencil
5.2
9.2
5.85
12
6.5
14.8
Sumber: Sugiyono, 2012
3.2. Skenario Finansial
Berdasarkan
data-data
yang
telah
dikumpulkan kemudian dilakukan perhitungan
biaya pembangkitan PLTP skala kecil. Untuk
menghitung biaya pembangkitan diperlukan data
yang rinci seperti pada Tabel 4.
Tabel 4. Parameter Input Data
Parameter
Faktor Ketersediaan
Umur Ekonomis
Lama Pembangunan
Investasi Domestik
Biaya O&M
Discount Rate
Disbursement Domestik
Simbol
Avail
Tekonom
Tkonst
LC
OM
DiscRate
Dlc i
Rumus perhitungan
sebagai berikut:
Avail
yang
Unit
%
Tahun
Tahun
US $/kW
US $/kWhy
%
%
digunakan
Av
100
DisLCi
(1)
DLci
100
(2)
DiscRate
d
100
FdLC
adalah
(3)
Tabel 6. Biaya Operasi dan Perawatan
$/kWh/tahun
Biaya Operasi & Perawatan
DisLc 1 d
Tkonstr
Tkonsti 0.5
i
Cost FdLC LC
d 1 d
(4)
(5)
Tekonom
1 d Tekonom 1
Biaya Pembangkit
(6)
FPM Cost
OM (7)
Avail 8,760
Min
Max
2,00
3,50
Sumber: Sugiyono, 2012
3.2.1. Skenario Bussiness as Usual
Skenario
Business
as
Usual
(BAU)
diasumsikan bahwa biaya pembangkitan hanya
tergantung dari komponen biaya investasi serta
komponen biaya operasi dan perawatan, Dengan
menggunakan data dan rumus di atas, biaya
pembangkitan PLTP untuk skenario BAU ini
ditunjukkan pada Tabel 7.
Tabel 7. Hasil Perhitungan Biaya Pembangkitan
(cent $/kWh)
Kualitas SDA
Tinggi
Tipe Lokasi
i 1
FPM
Dalam menghitung biaya pembangkitan PLTP
skala kecil ini, digunakan asumsi discount rate
10%, umur ekonomis 25 tahun dan faktor
ketersediaan 95%. Sedang lamanya waktu
eksplorasi, eksploitasi sampai pembangunan
pembangkit diasumsikan memerlukan waktu
selama 2 tahun. Biaya operasi dan perawatan
ditunjukkan pada Tabel 6.
Menengah
Rendah
Min
Max
Min
Max
90,560
141,260
99,380
173,600
108,200
205,940
Sedang
93,920
160,580
103,160
198,800
112,400
237,020
Terpencil
107,360
189,560
118,280
236,600
129,200
283,640
Maju
Min
Max
Dari hasil perhitungan terlihat bahwa biaya
pembangkitan PLTP skala kecil berkisar antara
9,056 cent $/kWh sampai dengan 28,364 cent
$/kWh. Bila biaya tersebut dirata-rata maka biaya
pembangkitannya adalah 15,50 cent $/kWh.
Semakin rendah kualitas sumber daya maka
biaya pembangkitan PLTP semakin mahal.
Begitu juga untuk kondisi infrastruktur di lokasi
PLTP, biaya pembangkitan akan mahal jika
infrastruktur di lokasi tersebut tertinggal.
Adapun besarnya bea masuk, PPN dan PPh
dihitung dengan persamaan sebagai berikut:
- Bea Masuk = CIF * tarif bea masuknya
- PPN = (CIF + Bea Masuk) * 10%
- PPh = (CIF + Bea Masuk) * 7.5%
Gambar 3. Biaya Pembangkitan PLTP Skala
Kecil (Sugiyono, 2012)
3.2.2. Skenario TKDN
Semakin tinggi komponen dalam negeri dalam
pembangunan PLTP diharapkan harga listrik
PLTP dapat lebih murah.
Kandungan Dalam Negeri (KDN) untuk barang
PLTP skala kecil (3 MW) saat ini adalah 48,5%,
sementara untuk Jasa PLTP sebesar 97,3%.
Dengan
bobot
masing-masing
komponen
tersebut 0,7 dan 0,3, maka TKDN untuk barang
PLTP mencapai 34,0% sedangkan untuk jasa
sebesar 29,2% atau total TKDN untuk barang
dan jasa PLTP skala kecil sebesar 63,14%. Nilai
ini lebih tinggi dari TKDN yang diperhitungkan
oleh Kementrian Perindustrian untuk PLTP
kapasitas < 10 MW yakni sebesar 40,45%.
Tabel 8. TKDN Barang dan Jasa PLTP Skala
Kecil
I
Uraian
Barang PLTP
II
Jasa PLTP
KDN (%)
KLN (%)
Bobot
TKDN (%)
48.50%
52.80%
0.70
33.30%
97.30%
2.70%
0.30
29.20%
Total Bobot
1.00
TKDN Barang dan Jasa PLTP 5 MW - 10 MW (%)
63.15%
Sumber: Nurrohim, 2015
Dengan penggunaan produksi dalam negeri
maka diharapkan akan dapat mengurangi biaya
investasi peralatan yang digunakan untuk PLTP.
Pengurangan ini setidaknya sebesar tarif impor
dari barang modal yang digunakan untuk
investasi.
Meskipun dalam regulasi pemerintah memberi
beberapa fasilitas atas Bea Masuk (BM), Pajak
Pertambahan Nilai (PPN), Pajak Penghasilan
(PPh) dan Pajak ditanggung Pemerintah ada
beberapa pengecualian, yaitu fasilitas tersebut
tidak diberikan ketika komponen atau barang
sudah bisa diproduksi di dalam negeri.
Perhitungan dalam skenario TKDN ini tetap
mengacu pada perhitungan umum yang
didasarkan pada Peraturan Menteri Keuangan
Republik Indonesia Nomor 213/PMK.011/2011
tentang Penetapan Sistem Klasifikasi Barang dan
Pembebanan Tarif Bea Masuk Atas Barang
Impor.
Dimana,
CIF = Cost, Insurance and Fright.
yaitu, besarnya harga barang + asuransi +
ongkos transportasi
Tarif bea masuk = 10% (Peraturan Menteri
Keuangan Nomor 213/PMK.011/2011).
Selanjutnya,
untuk
perhitungan
biaya
pembangkitan pada skenario TKDN ini yang
diperhitungkan adalah kandungan luar negeri
dengan dikurangi PPN dan PPh untuk impor
barang dan PPh untuk impor jasa. Dua
perhitungan yang dilakukan dalam skenario ini,
yaitu kondisi KLN 52,8% untuk barang PLTP dan
2,7% untuk jasa PLTP atau yang menghasilkan
total TKDN sebesar 63,14% (kondisi saat ini).
Dengan mengurangi besarnya PPN dan PPh
berdasarkan tarif bea masuk yang berlaku, biaya
investasi untuk TKDN sebesar 63,14% akan
berkurang sebesar 679 US $/kW atau turun
sebesar 8,95% dibandingkan biaya investasi
pada skenario BAU. Penurunan investasi
tersebut secara langsung akan menurunkan
biaya pembangkitan menjadi 14,36 cent $/kWh
atau berkurang sebesar 7,36% dibanding
skenario
BAU.
Besar
penurunan
biaya
pembangkitan
untuk
skenario
TKDN
dibandingkan skenario BAU ditunjukkan seperti
pada Tabel 9.
Tabel 9. Penurunan Biaya Pembangkitan untuk
Skenario TKDN
Satuan
Biaya Investasi
Biaya Pembangkitan
US $/kW
Cent $/kWh
BAU
7,588
15.5
TKDN 63%
6,908
14.36
Penurunan
679
1.14
% penurunan
8.95
7.36
3.2.3. Skenario CDM
Melalui skema CDM ini diharapkan dapat
menurunkan biaya pembangkitan yang pada
akhirnya harga listrik diharapkan dapat lebih
murah.
Saat ini ada dua metodologi yang sudah
disetujui oleh United Nations Framework
Convention on Climate Change (UNFCCC) untuk
pemanfaatan panas bumi dengan skema CDM,
yaitu ACM0002 untuk pemanfaatan panas bumi
1200
CO2 (kg/MWh)
994
1000
cent $/kWh atau biaya pembangkitan menjadi
sebesar 14,65 cent $/kWh.
Dengan skenario gabungan maka biaya
pembangkitan menjadi sebesar 13,51 cent $/kWh
atau menurun terhadap skenario BAU sebesar
1,99 cent $/kWh.
16.00
Biaya Pembangkitan
(cent $/kWh)
untuk grid pembangkit listrik dan AM0072 untuk
space heating (Matthiasdottir et.al., 2010).
Emisi CO2 dari PLTP sangat kecil jika
dibandingkan dengan pembangkit dengan bahan
bakar fosil. Berdasarkan CDM project design
document (PDD) dari PLTP Darajat Unit III,
mempunyai emisi sebesar 30 kg CO2/MWh,
sementara emisi pembangkit berbahan bakar
batubara dan minyak masing-masing sebesar 994
kg CO2/MWh dan 758 kg CO2/MWh. Bahkan
untuk PLTP binary, tidak ada emisi CO2 yang
dikeluarkan (BPPT, 2011).
15.00
14.00
13.00
12.00
11.00
10.00
BAU
758
800
CDM
Gabungan
Skenario
631.6
550
600
TKDN
Gambar 5. Perbandingan Biaya Pembangkitan
PLTP Skala Kecil
400
200
27.2
40.3
0
0
Coal-Fired
Steam Plant
Oil-Fired
Steam Plant
Gas Turbine
Flash-Steam
Geo PP
Geysers Dry- Closed Loop EPA Everage
Steam Geo PP Binary Geo PP (All US Plants)
Gambar 4. Emisi CO2 Berbagai Jenis Pembangkit
(DiPippo, 2008)
Ada beberapa sumber kajian lain untuk
menentukan koefisien emisi CO2. Berdasarkan
studi UNDP (2008) emisi CO2 dari pembangkit
panas bumi di Indonesia adalah sebesar 200
kg/MWh, sedangkan rata-rata emisi CO2 dari
pembangkit di Indonesia adalah 756 kg/MWh.
Berdasarkan Khoirunissa et.al. (2010) emisi CO 2
dari pembangkit panas bumi sebesar 27.5
kg/MWh. Perhitungan yang terakhir ini lebih
mendekati hasil perhitungan DiPippo (2008).
Biaya pembangkitan PLTP di Indonesia sekitar
5,8 – 17 cent $/kWh atau rata-rata sekitar 9,5 cent
$/kWh. Dengan mengambil asumsi faktor
kapasitas sebesar 90%, emission base line untuk
sistem grid 891 kg/MWh, emisi PLTP sebesar
17,7 kg/MWh dan harga CER sebesar 10 $/ton
maka dengan skema CDM dapat mengurangi
biaya pembangkitan sekitar 0,85 cent $/kWh.
3.2.4. Skenario Gabungan
Berdasarkan perhitungan untuk berbagai
skenario tersebut dapat dirangkum gambaran
biaya pembangkitan PLTP skala kecil seperti
ditunjukkan pada Gambar 5. Biaya pembangkitan
rata-rata untuk PLTP skala kecil sebesar 15,50
cent $/kWh untuk skenario BAU.
Dengan mempertimbangkan TKDN maka
biaya pembangkitan diperkirakan akan menurun
sekitar 7,36% atau sebesar 1,14 cent $/kWh
menjadi 14,36 cent $/kWh.
Untuk skenario CDM maka akan dapat
mengurangi biaya pembangkitan sebesar 0,85
Biaya pembangkitan PLTP skala kecil bila
dibandingkan dengan Pembangkit Listrik Tenaga
Disel (PLTD) skala kecil masih lebih murah. Biaya
pembangkitan PLTD skala kecil adalah 17, 28
cent $/kWh (BPPT, 2011)
4. KESIMPULAN
Struktur biaya PLTP meliputi dua komponen
yaitu biaya investasi, dan biaya operasional dan
perawatan.
Letak pembangkit akan mempengaruhi biaya
pembangkitan PLTP. Letak yang terisolir jauh
dari beban, menyebabkan tingkat keekonomian
PLTP kurang menarik.
Besarnya biaya investasi dipengaruhi oleh
kualitas sumber daya dan kondisi infrastruktur di
lokasi PLTP.
Biaya pembangkitan rata-rata untuk PLTP
skala kecil sebesar 15,5 cent $/kWh untuk
skenario BAU, 14,36 cent $/kWh untuk skenario
TKDN, 14,65 cent $/kWh untuk skenario CDM
dan 13,51 cent $/kWh untuk skenario gabungan.
Biaya pembangkitan PLTP skala kecil lebih
murah dibanding dengan PLTD skala kecil,
dimana biaya pembangkitan PLTD skala kecil
adalah 17,28 cent $/kWh.
DAFTAR PUSTAKA
Sugiyono,
Agus.
(2012)
Keekonomian
Pengembangan PLTP Skala Kecil, Seminar
Nasional Teknik Kimia Indonesia dan
Musyawarah Nasional APTEKINDO 2012.
Al-Dabbas, M.A.A. (2009) The Economical,
Environmental and Technological Evaluation
of Using Geothermal Energy, European
Journal of Scientific Research, Vol.38 No.4
pp 626-642, Euro Journals Publishing, Inc.
BPPT (2011) Studi Keekonomian, TKDN dan
CDM PLTP Skala Kecil di Indonesia
DiPippo, Ronald (2008) Geothermal Power
Plants: Principles, Applications, Case
Studies and Environmental Impact, Second
Edition, Elsevier.
Khoirunissa, I., Agani, M., Utomo, I.S., and
Setiawan, A.T. (2010) Clean Development
Mechanism (CDM) Project for Kamojang
Unit 4 Geothermal Power Plant, Proceedings
World Geothermal Congress, Bali.
Matthiasdottir, K.V., Olafsson, E., and Gislason,
T. (2010) Impact of the Clean Development
Mechanism on Geothermal Development,
Proceedings World Geothermal Congress,
Bali.
Nurrohim, Agus. (2015) Pengaruh TKDN pada
Biaya Pembangkitan Listrik Panas Bumi
Skala Kecil, Jurnal Energi dan Lingkungan,
Pusat Teknologi Pengembangan Sumber
Daya Energi - BPPT, Jakarta, Vol 11 No. 1
Juni 2015, Hlm 33-40.
Sakya, I.M.R. (2009) Pemanfaatan Teknologi
Panas Bumi di Indonesia, PT PLN (Persero),
disampaikan pada Seminar Geotermal dan
Biofuel sebagai Sumber Energi Masa Depan
Terbarukan
dan
Ramah
Lingkungan,
Universitas Gunadarma, 23 Nopember 2009.
Shibaki, M. (2003) Geothermal Energy for Electric
Power, A REPP Issue Brief, Renewable
Energy Policy Project, Washington, DC.
AKIM WINDARU