1

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

Petumbuhan penduduk diseluruh dunia identik

dengan pertumbuhan energi. Dengan berkurangnya

sumber energi maka percepatan perekonomian tidak

dapat tercipta. Yang terpenting dari energi listrik

adalah percepatan perkembangan sumber energi listrik

bagi kelangsungan hidup yang lebih baik. Kita ketahui

bahwa sumber energi listrik yang berasal dari minyak

bumi, batubara, nuklir, energi matahari, energi panas

bumi, tenaga angin sampai dengan pemanfaatan tenaga

fusi sebagai energi alternatif. Meski batubara termasuk

sumber energi tak terbarukan, namun hasil penelitian

menunjukkan bahwa Indonesia mempunyai cadangan

batubara sekitar 50 miliar ton yang tersebar di

Sumatera, Kalimantan, Jawa, Sulawesi dan Papua.

Sekitar 85% diantaranya adalah untuk PLTU. Hal ini

menunjukkan bahwa Indonesia memiliki cadangan

batubara terbesar di Asia Tenggara. Akan tetapi

pemanfaatan energi batu bara kurang maksimal karena

sistem pembangkit Indonesia cenderung berorientasi

pada PLTU, yang pada kenyataannya pembangkit

tenaga uap batu bara hanyamemiliki efisisensi konversi

yang tidak lebih dari 40 %. Disamping itu pengaruh

limbah dari PLTU berupa karbon, SO4, NOx sangat

berbahaya bagi kelangsungan mahkluk hidup. Perlu

adanya solusi dari permasalahan tersebut untuk

melahirkan teknologi – teknologi yang tepat guna

dalam mengurangi pemborosan energi.

Sistem pembangkit listrik magnet hidrodinamik

adalah salah satu teknologi terapan yang menawarkan

beberapa keunggulan dibandingkan pembangkit uap

batu bara. Selain memiliki tingkat efisiensi daya yang

lebih tinggi, teknologi MHD juga merupakan sistem

combined cycle yang memiliki keandalan dalam

membangkitkan energi listrik secara kontinyu yang

bersih dan ramah lingkungan.

1. PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Diversifikasi energi (bauran sumber energi)

merupakan suatu konsep / strategi yang dapat

dipergunakan sebagai alat untuk mencapai

pembangunan energi dan ekonomi yang berkelanjutan.

Kebijakan bauran energi menekankan bahwa Indonesia

tidak boleh hanya tergantung pada sumber energi

berbasis fosil, namun harus juga mengembangkan

penggunaan energi terbarukan.

Magnet hidrodinamik adalah salah satu teknologi

alternatif yang menjanjikan sebagai salah satu sumber

pembangkit energi listrik efisien dan bersih.

Pembangkit listrik magnet hidrodinamik menggunakan

energi kinetik gas plasma sebagai konduktornya yang

memotong medan magnet. Berbeda dengan generator

konvensional yang menggunakan putaran konduktor

berupa rotor dalam proses pembangkitan energy listrik.

Pembangkit listrik tenaga magnet hidro dinamik dapat

memanfaatkan pembakaran batubara secara langsung

tanpa proses pemurnian terlebih dulu. Hal ini yang

membedakan pembangkit listrik hidrodinamik dengan

pembangkit listrik tenaga uap konvensional. Hal ini

dapat meningkatkan efisiensi pemakaian bahan bakar

lebih dari 20 %. Selain itu pemanfaatan gas buang yang

panas dari siklus terbuka pembangkit ini dapat di

manfaatkan untuk menggerakkan turbin uap.

Pembangkit magnet hidrodinamik yang merupakan

jenis pembangkit listrik cogeneration yang ekonomis

dan ramah lingkungan.

1.2 Perumusan Masalah

Penggunaan energi batubara sebagai bahan dasar

pembangkit listrik tenaga uap memiliki berbagai efek

diantaranya :

1. Bagaimana peramalan beban dan konsumsi energi

listrik sampai tahun 2025, kaitannya dengan neraca

daya di kabupaten Cilegon propinsi Banten?

2. Berapakah biaya pembangkitan PLTU dan

PLTMHD US$/kW dan harga energi US$/kWh (

BPP dan harga jual dengan memperhatikan daya

beli masyarakat)?

3. Bagaimana perbandingan efisiensi biaya bahan

bakar yang terpakai pada pengoperasian PLTU dan

PLTMHD?

4. Bagaimana Pengaruh PLTU dan PLTMHD di

Cilegon untuk pemenuhan kebutuhan energi listrik

di propinsi Bnaten sampai dengan tahun 2025?

5. Bagaimana Kelayakan PLTU dan PLTMHD 100

MW untuk kebutuhan listrik di Cilegon ?

6. Bagaimana tingkat efisiensi dalam memproduksi

energi listrik antara PLTU dan PLTMHD 100MW ?

7. Bagaimana dampak pembangunan PLTU dan

PLTMHD terhadap aspek lingkungan ?

1.3 Batasan Masalah

Karena ruang lingkup permasalahan yang sangat luas,

maka dalam penulisan tugas akhir ini, permasalahan

akan dibatasi pada :

1. Proses pembangkitan energi listrik tenaga magnet

hidrodinamik dibahas secara spesifik.

2. Perbandingan efisiensi daya generator magnet

hidrodinamik sebagai pembangkit energi listrik

alternatif dengan pembangkit listrik tenaga uap

Batu bara

3. Pembahasan mengenai perbandingan kelayakan

pembangunan PLTMHD dan PLTU 100 MW di

kabupaten Cilegon.

2

1.4 Tujuan

Tujuan dari penulisan ini adalah melakukan

perbandingan perencaanaan pembangunan pembangkit

energi listrik magnet hidrodinamik terhadap PLTU

sebagai sumber energi listrik mutual yang memiliki

efisiensi tinggi pada proses pembangkitannya dan

sebagai upaya dalam menciptakan teknologi

pengolahan batu bara yang bersih dan ramah terhadap

lingkungan.

1.5 Relevansi

Dari hasil pembahasan perencanaan pembangkit

tenaga magnet hidrodinamik ini di harapkan dapat

mengurangi pemborosan dalam proses pembangkitan

energi di masa – masa mendatang. Pembangkit tersebut

juga dapat memberikan konstribusi dalam pemanfaatan

dan pengembangan teknologi magnet hidrodinamik

yang dapat menekan jumlah pemakaian batu bara

sebagai bahan dasar pembangkitan sehingga

infrastruktur pembiayaannya jauh lebih terkendali.

Pemanfaatan sumber energi terbarukan memiliki

potensi yang luar biasa dalam menunjang peningkatan

teknologi pembangkitan yang andal dan memiliki

efisiensi tinggi

2. TEORI PENUNJANG

2.1 Batubara

Batu bara adalah sisa tumbuhan dari jaman

prasejarah yang berubah bentuk yang awalnya

berakumulasi dirawa dan lahan gambut. Penimbunan

lanau dan sedimen lainnya, bersama dengan pergeseran

kerak bumi (dikenal sebagai pergeseran tektonik)

mengubur rawa dan gambut yang seringkali sampai ke

kedalaman yang sangat dalam. Dengan penimbunan

tersebut, material tumbuhan tersebut terkena suhu dan

tekanan yang tinggi. Suhu dan tekanan yang tinggi

tersebut menyebabkan tumbuhan tersebut mengalami

proses perubahan fisika dan kimiawi dan mengubah

tumbuhan tersebut menjadi gambut dan kemudian batu

bara. Pembentukan batubara dimulai sejak

Carboniferous Period (Periode Pembentukan Karbon

atau Batu Bara)– dikenal sebagai zaman batu bara

pertama – yang berlangsung antara 360 juta sampai

290 juta tahun yang lalu. Mutu dari setiap endapan batu

bara ditentukan oleh suhu dan tekanan serta lama

waktu pembentukan, yang disebut sebagai ‗maturitas

organik‘.

2.2 Pembangkit Tenaga Listrik

Secara umum pembangkitan tenaga listrik dapat

diklasifikasikan menjadi dua kelompok, yaitu :.

Berdasarkan metode pembangkitannya, dapat

dibedakan menjadi:

a. Metode pembangitan dengan konversi langsung

(direct energy conversion), yaitu terbangkitnya

energi listrik (dari energi primer) terjadi secara

langsung, tanpa keterlibatan bentuk energi lain

sebagai antara (medium)

b. Metode pembangkitan dengan konversi tak

langsung (indirect energy conversion), yaitu

terbangkitnya energi listrik (dari energi primer)

berlangsung dengan cara melibatkan suatu bentuk

energi lain. Bila energi lain yang berfungsi sebagai

medium ini tidak ada, maka tidak akan terbangkit

energi listrik.

Berdasarkan proses pembangkitannya, dapat dibedakan

menjadi :

a. Pembangkit non thermal, yaitu pembangkit yang

dalam pengoperasiannya tanpa melalui proses

thermal atau pemanasan.

b. Pembangkit thermal, yaitu pembangkit yang dalam

pengoperasiannya melalui proses thermal atau

pembakaran.

2.3 Pengolahan Batubara

Batu bara yang langsung diambil dari bawah

tanah, disebut batu bara tertambang run-of-mine

(ROM), seringkali memiliki kandungan campuran yang

tidak diinginkan seperti batu dan lumpur dan berbentuk

pecahan dengan berbagai ukuran. Namun demikian

pengguna batu bara membutuhkan batu bara dengan

mutu yang konsisten. Pengolahan batu bara – juga

disebut pencucian batu bara (―coal benification‖ atau

―coal washing‖) mengarah pada penanganan batu bara

tertambang (ROM Coal) untuk menjamin mutu yang

konsisten dan kesesuaian dengan kebutuhan pengguna

akhir tertentu.

2.4 Proses Terjadinya Energi Listrik Pada PLTU

Pembakaran batu bara ini akan menghasilkan uap

dan gas buang yang panas. Gas buang itu berfungsi

juga untuk memanaskan pipa boiler yang berada di atas

lapisan mengambang. Gas buang selanjutnya dialiri ke

pembersih yang di dalamnya terdapat alat pengendap

abu setelah gas itu bersih lalu dibuang ke udara melalui

cerobong. Sedangkan uap dialiri ke turbin yang akan

menyebabkan turbin bergerak, tapi karena poros turbin

digandeng/dikopel dengan poros generator akibatnya

gerakan turbin itu akan menyebabkan pula gerakan

generator sehingga dihasilkan energi listrik. Uap itu

kemudian dialiri ke kondensor sehingga berubah

menjadi air dan dengan bantuan pompa air itu dialiri ke

boiler sebagai air pengisi.

PLTU ini dilengkapi dengan presipitator elektro

static yaitu suatu alat untuk mengendalikan partikel

yang akan keluar cerobong dan alat pengolahan abu

batu bara. Sedang uap yang sudah dipakai kemudian

didinginkan dalam kondensor sehingga dihasilkan air

yang dialirkan ke dalam boiler. Pada waktu PLTU

batubara beroperasi suhu pada kondensor naiknya

begitu cepat, sehingga mengakibatkan kondensor

menjadi panas. Sedang untuk mendinginkan kondensor

bisa digunakan air, tapi harus dalam jumlah besar, hal

inilah yang menyebabkan PLTU dibangun dekat

dengan sumber air yang banyak seperti di tepi sungai

atau tepi pantai.

2.5 Proses Terjadinya Energi Listrik Pada

PLTMHD

Di bawah kondisi tekanan tinggi, listrik dihasilkan

dari proses gasifikasi senyawa gas melalui pembakaran

3

bahan bakar fosil. Sebagian besar sistem MHD

menggunakan batu bara atau gas alam sebagai bahan

bakar fosil. Namun, gas inert seperti argon dan helium

yang juga digunakan dalam beberapa sistem

MHD. Gas ini dinjeksikan kedalam channel /duct

melalui nozzel dengan kecepatan tinggi 1000-2000

m/s. Magnetohydrodynamic generator tidak

menciptakan muatan listrik, terciptanya listrik karena

adanya muatan listrik yang melekat saat proses ionisasi

gas berlangsung. Dengan analogi, memikirkan sebuah

pompa air yang memungkinkan air melewati tetapi

bukan merupakan sumber air. Konduktivitas fluida

dapat ditingkatkan dengan mengadopsi berbagai

metode.

Jika gas memasuki saluran channel tersusun dari

medan magnet superkonduktor. Intensitas magnet yang

dapat di hasilkan di dalam saluran tersebut biasanya

antara 3-5 Tesla. Saat gas melewati saluran, sebuah

gaya gerak listrik terjadi dalam ruang magnet ( channel

). Menurut hukum Faraday tentang induksi

elektromagnetik arus / tegangan (EMF) adalah bila

sebuah kumparan induksi / kawat digerak-gerakkan di

dalam medan magnet maka akan terjadi perubahan

fluks magnet per satuan waktu. Namun yang

membedakannya di dalam sistem MHD tidak

menggunakan kumparan induksi / kawat sebagai

konduktor melainkan berupa fluida gas.

Seperti yang disebutkan sebelumnya sistem MHD

terdiri dari saluran / saluran yang merupakan

penghubung ke sirkuit eksternal yang pada akhirnya

akan membiarkan listrik mengalir ke beban melalui

sebuah elektrode. Elektroda adalah pelat, batang atau

kawat yang bertindak sebagai konduktor terhadap

aliran listrik. Mereka bertindak sebagai penghubung ke

sirkuit eksternal. Rangkaian eksternal dihubungkan ke

elektroda dan catu daya listrik ditransfer ke jalan yang

diinginkan.

2.6 Metode Peramalan Kebutuhan Listrik

Peramalan kebutuhan listrik adalah untuk mengetahui

akan kebutuhan listrik di tahun yang akan dating dapat

dilakukan dengan berbagai cara antara lain dengan

metode regresi dan metode DKL 3.01

2.6.1 Metode Regresi

Dalam Metode Regresi Linier Berganda

diperlukan faktor/parameter yang akan dijadikan acuan

dalam perhitungan. Dalam peramalan kebutuhan energi

listrik parameter-parameter yang dipakai adalh sebagai

berikut :

1. Jumlah penduduk (X1)

2. Jumlah konsumsi (X2)

3. Produk Domestik Regional Bruto (X 3)

4. Jumlah industri (X4)

5. Energi listrik terjual (Y)

2.6.2 Metode DKL 3.01

Metode DKL 3 merupakan metode menghitung

peramalan kebutuhan listrik tiap pelanggan dengan

memperhitungkan rasio elektrifikasi tiap pelanggan.

Metode tersebut paling banyak digunakan oleh PLN.

Pada perhitungan metode tersebut di bagi menjadi

beberapa perhitungan dalam tiap sektornya meliputi :

a) Sektor Rumah Tangga

b) Sektor Komersil

c) Sektor Publik

d) Sektor Industri

2.7 Analisa Ekonomi

Sebelum suatu proyek dilaksanakan perlu

dilakukan analisa dari investasi tersebut sehingga akan

diketahui kelayakan suatu proyek dilihat dari sisi

ekonomi investasi. Ada beberapa metode penilaian

proyek investasi, yaitu :

2.7.1 Net Present Value (NPV)

NPV adalah nilai sekarang dari keseluruhan

Discounted Cash Flow atau gambaran ongkos total

atau pendapatan total proyek.

2.7.2 Internal Rate of Return (IRR)

IRR adalah suatu indicator yang dapat

menggambarkan kecepatan pengembalian modal dari

suatu proyek.

2.7.3 Return Of Investment (ROI)

ROI adalah laba atas investasi. ROI adalah rasio

uang yang diperoleh atau hilang pada suatu investasi,

relatif terhadap jumlah uang yang diinvestasikan

2.7.4 Benefit-Cost Ratio (BCR)

Benefit-Cost Ratio adalah rasio perbandingan

antara pemasukan total sepanjang waktu operasi

pembangkit dengan biaya investasi awal.

2.7.5 Payback Period (PP)

Payback Period adalah lama waktu yang diperlukan

untuk mengembalikan dana investasi. Investasi yang

ideal adalah investasi dengan payback periode

terpendek.

3. Banten dan Kabupaten Cilegon

Wilayah Banten terletak di antara 5º7'50"-

7º1'11" Lintang Selatan dan 105º1'11"-106º7'12" Bujur

timur, berdasarkan Undang-Undang Republik

Indonesia Nomor 23 tahun 2000 luas wilayah Banten

adalah 9.160,70 km². Provinsi Banten terdiri dari

4 kota, 4 kabupaten, 140 kecamatan, 62 kelurahan dan

1.242 desa. Wilayah laut Banten merupakan salah satu

jalur laut potensial, Selat Sunda merupakan salah satu

jalur lalu lintas laut yang strategis karena dapat dilalui

kapal besar yang

menghubungkan Australia dan Selandia Baru dengan

kawasan Asia tenggara misalnya Thailand, Malaysia,

danSingapura.

4

Gambar 1.1

Di samping itu Banten merupakan jalur penghubung

antara Jawa dan Sumatera. Bila dikaitkan posisi

geografis dan pemerintahan maka wilayah Banten

terutama Kota Tangerang dan Kabupaten Tangerang

merupakan wilayah penyangga bagi Jakarta. Secara

ekonomi wilayah Banten memiliki banyak industri.

Wilayah Provinsi Banten juga memiliki

beberapa pelabuhan laut yang dikembangkan sebagai

antisipasi untuk menampung kelebihan kapasitas dari

pelabuhan laut di Jakarta dan ditujukan untuk menjadi

pelabuhan alternatif selain Singapura.

Kondisi topografi Banten adalah sebagai berikut:

Wilayah datar (kemiringan 0 - 2 %) seluas

574.090 hektare

Wilayah bergelombang (kemiringan 2 - 15%)

seluas 186.320 hektare

Wilayah curam (kemiringan 15 - 40%) seluas

118.470,50 hektare

Kondisi penggunaan lahan yang perlu dicermati adalah

menurunnya wilayah hutan dari 233.629,77 hektare

pada tahun 2004 menjadi 213.629,77 hektare.Provinsi

Banten terdiri atas 4 kabupaten dan 4 kota

4. Analisa Data

Gambar 1.2

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

instalasi listrik gratis kepada ribuan masyarakat

diharapkan dapat mengeliminir jumlah masyarakat

yang belum menikmati pembangunan ketenagalistrikan

itu. Pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik berkorelasi

dengan pertumbuhan makro ekonomi. Dengan

mengasumsikan pertumbuhan PDRB Provinsi Banten

sebesar 6%, mulai tahun 2006 sampai tahun 2020

tumbuh rata-rata 5% per-tahun, serta pertumbuhan

penduduk rata-rata 2,3% per-tahun, kebutuhan tenaga

listrik netto di propinsi Banten tahun 2020 diperkirakan

hampir mencapai 30 TWh atau sama dengan total

kebutuhan daya sebesar 6.000 MW ( 6 GW).

Pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik ini sudah

memperhitungkan kebutuhan tenaga listrik dari

pelabuhan Bojonegara sekitar 10-15 MW dan

Kebutuhan tenaga listrik untuk KEK (Kawasan

Ekonomi Khusus) Bojonegara sekitar 400 MW dengan

mengasumsikan kebutuhan tenaga listrik ke KEK

Bojonegara sebesar pasokan listrik ke Kawasan

Industri Krakatau Steel yaitu sebesar 400 MW.

Kebutuhan tenaga listrik terbesar di Propinsi Banten

diperkirakan masih didominasi oleh sektor industri,

dengan pangsa sekitar 65%. Kebutuhan tenaga listrik di

sektor rumah tangga menempati posisi kedua dengan

pangsa kebutuhan sekitar 25%.

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.

5

4.2 Kebutuhan Energi Listrik Cilegon

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

perusahaan listrik baik segi-segi manajerial maupun

bagi operasional. Untuk dapat membuat perkiraan

beban beban sebaik mungkin perlu beban sistem tenaga

listrik yang sudah terjadi di masa lalu. Perkiraan beban

jangka panjang adalah untuk jangka waktu diatas satu

tahun. Dalam perkiraan beban jangka panjang masalah-

masalah makro ekonomi yang merupakan masalah

ekstern perusahaan listrik merupakan faktor utama

yang menentukan arah perkiraan beban.

Perhitungan perkiraan beban dilakukan dengan

menggunakan data yang berasal yang dari wilayah

kelistrikan Banten. Data yang dipakai merupakan data

dalam kurun waktu 8 tahunan mulai tahun 2002 -2009

dengan hasil perhitungan merupakan perkiraan beban

untuk jangka panjang sampai 2030.

.

Tabel 1.1

Proyeksi Energi Terjual (GWh), Jumlah

Pelanggan per Sektor, Jumlah Penduduk (Ribu),

dan PDRB Cilegon (Milyar)

4.2.1 Analisa Perkiraan Kebutuhan Energi Listrik

dengan metode DKL 3.0

Model yang digunakan dalam metode DKL 3.0

untuk menyusun prakiraan adalah model sektoral.

Prakiraan kebutuhan tenaga listrik model sektoral

digunakan untuk menyusun prakiraan kebutuhan

tenaga listrik pada tingkat wilayah/distribusi.

Metodologi yang digunakan pada model sektoral

adalah metode gabungan antara kecenderungan,

ekonometri dan analitis. Pendekatan yang digunakan

dalam menghitung kebutuhan listrik adalah dengan

mengelompokkan pelanggan menjadi empat pelanggan

yaitu :

1. Pelanggan Rumah Tangga

2. Pelanggan Bisnis

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).

6

Tabel 1.2

Proyeksi Konsumsi Energi Listrik (KWh), Jumlah

Pelanggan per Sektor dengan Metode DKL

Pendekatan yang digunakan dalam menghitung

kebutuhan listrik adalah dengan mengelompokkan

pelanggan menjadi empat pelanggan yaitu : Pelanggan

Rumah Tangga, Pelanggan Bisnis, Pelanggan Industri,

Pelanggan Publik.

4.2 Perbandingan Peramalan Konsumsi Energi

Antara Regresi Linier Berganda Dengan DKL 3.01

Dari hasil peramalan dengan metode DKL 3.01.

diperoleh bahwa laju pertumbuhan rata-rata konsumsi

energi dalam kurun waktu 10 tahun sebesar 7,0 % per

tahun, sedangkan dengan metode regresi linier laju

pertumbuhannya rata-rata sebesar 7,4 % per tahun.

Hasil perhitungan konsumsi energi dengan metode

regresi lebih tinggi dari metode DKL. Namun pada

tahun 2016, Metoda DKL mengeluarkan hasil yang

lebih tinggi dari metode regresi karena grafiknya mirip

dengan grafik kuadrat dan eksponensial. Proyeksi

konsumsi Energi Listrik Antara Regresi Linier

Berganda dan DKL 3.01 dapat dilihat pada tabel 4.14

dan gambar 4.5.

Gambar 1.4

Grafik Proyeksi Konsumsi Energi Listrik Antara

Regresi Linier Berganda Dengan DKL 3.01

4.3 Energi Produksi dan Beban Puncak Cilegon

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

Tahun Konsumsi

Energi

Load

Factor

Energi

Produksi

Peak

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

2018 27.889.718 0,51 30.281.996 6.730,02

2019 28.546.199 0,51 30.994.787 6.870,72

2020 29.227.663 0,52 31.734.705 7.016,37

2021 29.935.294 0,52 32.503.034 7.167,19

2022 30.670.336 0,52 33.301.125 7.323,41

2023 31.434.100 0,52 34.130.402 7.485,30

2024 32.227.963 0,52 34.992.359 7.653,12

2025 33.053.376 0,52 35.888.573 7.827,14

2026 33.911.862 0,52 36.820.697 8.007,65

2027 34.805.029 0,53 37.790.477 8.194,97

2028 35.734.567 0,53 38.799.747 8.389,41

2029 36.702.253 0,53 39.850.438 8.591,32

4.4 Pengaruh PLTMHD Dan PLTU 100 MW

terhadap Neraca Daya Kabupaten Cilegon

Kondisi kapasitas pembangkit di Cilegon

cenderung naik dengan

semakin banyaknya jumlah penduduk. Hal ini

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

penambahan pembangkit sampai tahun 2020 selain

PLTU Suralaya 3.400 MW yang beroperasi pada

pertengahan 2002 dan PLTGU Cilegon 740 MW yang

7

beroperasi pada tahun 2009 maka terdapat 2 skenario

yang akan dihadapi oleh PLN Banten :

1. 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.

2. PT PLN (Persero) menargetkan sembilan

Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) yang

masuk dalam proyek percepatan 10.000 MW

tahap I akan beroperasi tahun ini. PLTU-PLTU

tersebut akan menambah pasokan listrik nasional

hingga 3266 Megawatt. sebagian besar berada di

Pulau Jawa dengan total kapasitas 3205MW,

sementara sisanya di luar Jawa. PLTU yang

beroperasi tahun ini.

a. PLTU Labuan Banten dengan kapasitas 300 MW,

telah diresmikan pada 28 Januari 2010.

b. PLTU Suralaya, Banten dengan kapasitas 1x625

MW ditargetkan beroperasi secara komersial

(Commercial Operation Date/COD) pada Mei

2010.

Kurva Neraca Daya

4.5 Analisa PLTU dan PTMHD Cilegon

4.5.1 Aspek Teknis

Secara teknis kedua pembangkit mempunyai

beberapa perbedaan untuk tiap-tiap komponennya. Hal

yang mendasar dari prinsip kerja kedua pembangkit

tersebut memerlukan fungsi-fungsi komponen

didalamnya. Selain itu peningkatan efisiensi dari

sebuah pembangkit dipengaruhui oleh faktor rugi-rugi

komponennya.

4.5.1.1 Komponen PLTU 100 MW

1. Transportasi bahan bakar

Bahan bakar yang digunakan oleh PLTU 2 X 50

MW Cilegon adalah batubara. Batubara diperoleh dari

tambang Bukit Asam, Sumatera Selatan dari jenis

subbituminous dengan nilai kalor 5000-5500 kkal/kg.

Batubara untuk keperluan PLTU Cilegon akan

didatangkan dari Bukit Asam yang diangkut dengan

kapal laut. Bahan bakar yang diangkut dengan kapal

laut akan langsung menuju dermaga di rencana

Pembangunan PLTU Cilegon. Pembongkaran batubara

dari kapal ke penampungan (stockyard) dilakukan

dengan menggunakan belt conveyor menuju ke

penyimpanan sementara dengan menggunakan

Telescopic Chute (2) atau dengan menggunakan

Stacker/Reclaimer (1) atau langsung batubara tersebut

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

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

8

dipanaskan dengan superheater. Kemudian uap tersebut

dialirkan ke turbin tekanan tinggi, dimana uap tersebut

ditekan melalui nozzel ke sudu-sudu turbin. Tenaga

dari uap menghantam sudu-sudu turbin dan membuat

turbin berputar. Setelah melalui turbin tekanan tinggi,

uap dikembalikan ke boiler untuk dipanaskan ulang di

reheater sebelum uap tersebut digunakan di I.P Turbin

dan L.P Turbin. Poros turbin tekanan rendah dikopel

dengan rotor generator. Rotor dalam elektromagnit

berbentuk silinder ikut berputar apabila turbin berputar.

Generator dibungkus dalam stator generator. Stator ini

digulung dengan menggunakan batang tembaga. Listrik

dihasilkan dalam batang tembaga pada stator oleh

elektromagnit rotor melalui perputaran dari medan

magnit.

3. Kondensor

Uap yang melewati turbin akan didinginkan dan

dikondensasikan menjadi air di dalam condensor

sebelum dikembalikan ke boiler. Air untuk keperluan

PLTU Cilegon sebanyak 86800 m3/jam atau sekitar

24,1 m3/detik diambil dari laut, dimana debit air

sebesar 400 m3/jam diolah terlebih dahulu sehingga

memenuhi syarat untuk digunakan air pengisi ketel

(boiler) dan untuk berbagai kebutuhan operasi lainnya.

Air yang telah dipergunakan dikembalikan lagi ke laut

setelah didinginkan di saluran pendingin

4.5.1.2 Komponen PLTMHD 100 MW

1. Transportasi Batubara

Serbuk batubara yang dikirim dari industri batubara

yang selanjutnya akan digunakan sabagai bahan

bakar pembangkit. Bahan bakar di bawah tekanan

tesebut di hasilkan dari sistem produksi.

2. Combustor ( Ruang Bakar )

Didalam ruangan ini batubara dan ditambahkan

dengan senyawa osidator untuk memisahkan kadar

oksigen dalam batubara sebelum dimasukkan ke

dalam pemanas awal dalam tangki ( couper )

sampai pada suhu 900 C. Pada ruang bakar tersebut

harus dioperasikan dalam keadaan bersih dari terak

hasil pembakaran sebelumnya Selanjutnya pada

tahap ke dua, serbuk potasium karbonat di

injeksikan dan dicampurkan dengan serbuk

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.

4. Diffuser

Bagian yang berfungsi menormalisasikan kecepatan

dan tekanan gas fluida dari hasil pembakaran.

Setelah dari generator selanjutnya aliran kecepatan

gas tersebut dikurangi dan tekanannya dapat di

normalkan kembali. Kemudian sisa hasil

pembakaran tadi di kirim menuju ruang

pembersihan terak.

5. Magnet

Bagian tersebut merupakan bagian utama yang

berfungsi sebagai kumparan medan yang dapat

menghasilkan kerapatan arus listrik apabila dilewati

gas plasma.

6. MHD Generator

Bagian dari sistem MHD yang berfungsi untuk

membangkitkan tegangan DC yang selanjutnya di

konversikan menjadi tegangan AC melalui inverter.

7. Nozzle

Bagian ini berfungsi untuk mengijeksikan bahan

bakar ke dalam saluran kanal ( MHD duct)

4.5.2 Perhitungan Efisiensi PLTU dan PLTMHD

4.5.2.1 Perhitungan efisiensi thermal pada PLTU

Kapasitas per hari (panas yang diubah menjadi listrik)

= 100 MW

Misal batubara yang digunakan berjenis Subbituminous

yang mempunyai heating value

5000 kkal/kg

Kebutuhan batu bara = 1.042,08 ton/hari = 43.420

kg/jam

Panas dihasilkan = 43.420 kg/jam x 5000 kkal/kg

= 217.100.000 kkal/jam

= 252.441 Kwh

= Kapasitas Panas per hari x 100 %

Konversi panas yang dihasikan

= 100.000 x 100 % = 39,6 %

252.441

4.5.2.2 Perhitungan efisiensi thermal pada

PLTMHD

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

9

P - .00001 W T + 0.218 M P - 0.000836 M T + .00057

P T - 1.035(C -2.2)2

E = 0.415 - 1.392 (1) + 3.977(1) - 0.00056 (90%) -

0.004 (1) + 0.0229 (2500) - 0.0115(1)+ 1.535 (8,7) -

10.98 (5) - 1.842 (1) + 23.13 (0,8) + 1.87 (1) + .0122 (

100 )+ 0.00615 (100)(5) - 0.00216(100) (8,7) -

0.00001(100)(2500) + 0.218 (5)(8,7)- 0.000836

(5)(2500) + 0.00057(8,7) (2500) - 1.035(1-2.2)2

= 57,8 %

4.5.3 Analisa Pemakaian Batu Bara

4.5.3.1 Konsumsi Batu Bara untuk PLTU

Energi Listrik per tahun dari PLTU

Energi listrik = Kapasitas x Jam operasi x Faktor

kapasitas

= 100 MW x 8760 jam/tahun x 0.85

= 744.600.000 kWh/tahun

Kebutuhan energi panas

= Batu bara per tahun x LHV

= 381.401.280 kg/tahun x 5000 kcal/kg

= 1,9 x 1012

kcal/tahun

Kebutuhan batubara untuk produksi 1 kwh = Konsumsi energi / Energi listrik

= 381.401.280 kg/tahun/744.600.000 kWh/tahun

= 0,5 kg/kWh

4.5.3.2 Konsumsi Batu Bara untuk PLTMHD

Energi Listrik per tahun dari PLTMHD

Energi listrik = Kapasitas x Jam operasi x Faktor

kapasitas

= 100 MW x 8760 jam/tahun x 0.65

= 569.400.000 kWh/tahun

Untuk faktor Kapasitas PLTMHD sebesa 65% ini

dikarenakan MHD bekerja dalam siklus terbuka.

Kebutuhan energi panas

= Batu bara per tahun x LHV

= 28.483.000 kg/tahun x 5000 kcal/kg

= 1,424 x 1011

kcal/tahun

Kebutuhan batubara untuk produksi 1 kwh

= Konsumsi energi / Energi listrik

= 28.483.000 kg/tahun / 569.400.000 kWh/tahun

= 0,05 kg/kWh

4.5.2 Aspek Sosial

Pembangunan manusia mempunyai perspektif

yang lebih luas karena pembangunan seutuhnya tidak

saja mencakup aspek fisik biologis, termasuk aspek

iman dan ketaqwaan juga mendapat perhatian yang

sama besar. Model pembangunan manusia menurut

UNDP (1990) ditujukan untuk memperluas pilihan

yang dapat dicapai melalui upaya pemberdayaan

penduduk. Pemberdayaan penduduk ini dapat dicapai

melalui upaya yang menitikberatkan pada peningkatan

kemampuan dasar manusia yaitu meningkatnya derajat

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%.

4.5.3 Aspek Ekonomi

4.5.3.1 Perhitungan Biaya pembangkitan Energi

Listrik dari PLTU dan PLTMHD

Biaya total pembangkitan energi listrik

merupakan penjumlahan dari biaya modal, biaya bahan

bakar serta biaya operasi dan perawatan. Karenanya

dalam perhitungan biaya pembangkitan energi listrik,

harus dihitung satu persatu dari ketiga biaya diatas.

Perencanaan pembangunan PLTU & PLTMHD

Cilegon dengan bahan bakar batu bara dengan

kapasitas total 100 MW, diasumsikan dengan capacity

factor / factor kapasitas 85 % (PLTU) dan memiliki life

time / umur pembangkit 25 tahun.

Dari sisi ekonomi dalam mengembangkan

pembangkit sistem tenaga listrik dengan

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

diperlukan untuk membangun sebuah power plant

2. Biaya Pembangkitan (Power Generating Cost)

Biasanya dinyatakan dalam mills/kWh (1mill =

1/1000 mata uang), terdiri atas biaya-biaya yang

berhubungan dengan investasi modal awal pada

sebuah power plant, biaya bahan bakar dan biaya

operasional & perawatan (O&M Cost)

4.5.3.1.1 Pendapatan Pertahun (Cash in Flow)

untuk PLTU

Untuk menghitung semua variable dalam analisa

ekonomi, terlebih dahulu dihitung total energi output

PLTU Cilegon selama 1 tahun. Diasumsikan faktor

kapasitas (CF) pembangkit sebesar 85% dan semua

energi tersebut terpakai 365 hari selama 1 tahun.

10

kWhoutput = Pinstall x CF x 8760

= 100.000 kW x 0,85 x 8760

= 744.600.000 kWh/tahun

Untuk Kabupaten Cilegon, biaya pokok penyediaan

listrik tegangan tinggi sebesar Rp 974/kWh. Berikut ini

merupakan perhitungan Jumlah pendapatan per

tahun/Cash in Flow (CIF) tanpa adanya subsidi

pemerintah.

4.5.3.1.1 Pendapatan Per Tahun ( Cash in Flow )

Untuk PLTMHD

Untuk menghitung semua variable dalam analisa

ekonomi, terlebih dahulu dihitung total energi output

PLTMHD Cilegon selama 1 tahun. Diasumsikan

faktor kapasitas (CF) pembangkit sebesar 65 % dan

semua energi tersebut terpakai 365 hari selama 1 tahun.

kWhoutput = Pinstall x CF x 8760

= 100.000 kW x 0,65 x 8760

= 569.400.000 kWh/tahun

Jumlah pendapatan per tahun/Cash in Flow (CIF) dapat

dihitung dari kWhoutput dan selisih Biaya Pokok

Penyediaan (BPP) dengan biaya pembangkitan atau

Total cost (TC) atau dengan kata lain keuntungan

penjualan (KP). Pembangkit ini direncanakan akan

dihubungkan dengan saluran transmisi 150 kV. Untuk

wilayah Cilegon, biaya pokok penyediaan listrik

tegangan tinggi sebesar Rp 1024/kWh. Berikut ini

rumus perhitungan Jumlah pendapatan per tahun/Cash

in Flow (CIF) tanpa adanya subsidi pemerintah.

CIF = KP x KWh output

4.5.3.1 Net Present Value (NPV)

NPV PLTU Cilegon dengan suku bunga 6 %

diperoleh hasil perhitungan KP sebesar Rp 655/KWh

dan cash inflow sebesar 487,89 Milyar/tahun sehingga

didapatkan NPV selama 25 tahun defisit sebesar Rp -

539,7 Milyar yang artinya pada tahun pertama masih

mengalami kerugian. Untuk suku bunga 9 % diperoleh

KP sebesar Rp 624 /KWh dan cash inflow sebesar

464,89 Milyar/tahun sehingga didaptkan NPV defisit

sebesar -573,490 milyar sehingga investasi dengan

kedua macam suku bunga tersebut belum layak

dilakukan dalam kurun 2 tahun.

NPV PLTMHD Cilegon dengan suku bunga 6 %

diperoleh hasil perhitungan KP sebesar Rp 636/KWh

dan cash inflow sebesar Rp 362,13 Milyar/tahun

sehingga didapatkan NPV selama 25 tahun sebesar -

848,367 Milyar. Untuk suku bunga 9 % diperoleh KP

sebesar Rp 693,5/KWh dan cash inflow sebesar Rp

394,85Milyar/tahun sehingga didaptkan NPV defisit

sebesar -882,88 milyar sehingga investasi dengan

kedua macam suku bunga tersebut masih belum layak

selama kurun waktu 4 tahun. Bila dibandingkan dengan

PLTU maka pembangunan PLTMHD membutuhkan

subsidi dari pemerintah sebesar 50 % untuk mengurang

defisit pendapatan.

4.5.3.2 Return On Investment (ROI) Dengan mengolah data-data yang telah diketahui

maka didapatkan ROI PLTU Cilegon untuk suku bunga

6% naik pada tahun ke 3 sebesar 33,9% per tahun

dengan ROI setelah pembangkit beroperasi selama 25

sebesar 133,566 sedangkan untuk suku bunga 9% naik

35% pertahun dengan ROI setelah pembangkit

beroperasi selama 25 sebesar 126,091.

ROI PLTMHD Cilegon untuk suku bunga 6% naik

26,9% pertahun pada tahun ke 4 dengan ROI setelah

pembangkit beroperasi selama 25 sebesar 73,9

sedangkan untuk suku bunga 9% naik 22,5 % pertahun

dengan ROI setelah pembangkit beroperasi selama 25

sebesar 66,42.

4.5.3.3 Benefit-Cost Ratio (BCR) Dengan mengolah data-data yang telah diketahui

maka didapatkan BCR PLTU Cilegon untuk suku

bunga 6% naik 33,3% pertahun dengan BCR setelah

pembangkit beroperasi tanpa subsidi selama 25 sebesar

158,566 sedangkan untuk suku bunga 9% naik 33,3%

pertahun dengan BCR setelah pembangkit beroperasi

selama 25 sebesar 151,091

BCR PLTMHD Cilegon Raya untuk suku bunga

6% naik 25% pertahun dengan BCR setelah

pembangkit beroperasi selama 25 tanpa subsidi sebesar

98,901 sedangkan untuk suku bunga 9% naik 25 %

pertahun dengan BCR setelah pembangkit beroperasi

selama 25 sebesar 91,426.

4.5.3.4 Payback Periode (PP)

Lama waktu pengembalian modal PP PLTU

Cilegon dengan suku bunga 6% dan 9% adalah 2 tahun

sedangkan PP PLTMHD Cilegon Raya dengan suku

bunga 6 % adalah 3 tahun dan dengan suku bunga 9%

adalah 4 tahun.

4.5.4 Aspek Lingkungan

Aspek terbeasar dari maslah polusi PLTU

berkaitan dengan ketidakmurnian energi batu bara

yanfg terdiri dari beberapa unsur yaitu : Karbon, SO.

Contohnya PLTU di India yang menggunakan batu

bara dengan kandungan sulfur 1% hingga 3% dan

karbon 30%. Selama pembangkit beroperasi

kandungan senyawa-senyawa tersebut semakin

meningkat dan mengalami perubahan susunan

kimianya menjadi SO,SO2, SO3, SiO2, Fe2O3. Di lain

tingkat polusi yang perlu mendapatkan penanganan

khusus adalah senyawa Oksida. Oksida terbentuk dari

pemanasan gas nitrogen pada saat terjadi pembakaran.

Selain itu ada beberapa zat yang ikut dalam proses

pembakaran diantaranya CO2, CO. Hal ini terjadi

karena pada saat terjadi pembakaran temperatur ruang

bakar tidak stabil. Untuk mengurangi kadar CO dan

CO2 maka perlu temperatur yang tinggi dan stabil saat

pembakaran. Berdasarkan hasil analisa dalam

penentuan polusi diantaranya gas oksida, Nitrogen

Nox, Karbon, sulfur dan kandungan partikel – partikel

lain yang bermasalah. Kebanyakan senyawa-senyawa

gas tersebut didapatkan dari hasil pembakaran bahan

bakar secara lanngsung. Kita tahu bahwa sistem

11

pembangkit tenaga uap di Indonesia adalah sumber

penghasil pencemaran udara karena untuk meng

konversi batu bara menjadi energi listri masih dengan

cara lama yaitu melalui proses pembakaran. Perlu

adanya pengendalian limbah dan kebijakan-kebijakan

baru agar pencemaran tidak menjadi penghambat dan

merambat ke semua aspek kehidupan.

Bila dibandingkan sumber energi lain, batubara

merupakan sumber energi yang mempunyai dampak

negatif cukup besar terhadap lingkungan terutama dari

gas-gas buangnya.Analisa dampak lingkungan disini

hanya melihat sisi akibat dari proses pembakaran bahan

bakar pada PLTU. Dalam pemilihan bahan bakar

tentunya sedapat mungkin dipilih bahan bakar yang

mempunyai kandungan abu, sulphur, nitrogen, dan

karbon yang rendah. Dampak Lingkungan akibat

beroperasinya PLTU antara lain :

Limbah padat

Limbah Cair (Water Pollution)

Emisi Gas Hasil Pembakaran (SOx, NOx,

CO2)

Sedangkan untuk PLTMHD sendiri memiliki pengaruh

terhadap lingkungan, dari beberapa pemantauan bahwa

ditemukan kadar karbon, Nitrogen, Sulfur yang

tergantung dari hasil pembakarannya seperti faktor

temperatur saat pembakaran, tekanan saat pembakaran,

rasio oksida yang banyak dalam kandungan batu bara,

rasio material bahan bakar, dan rasio stoichiometrik

serta rating pembersihan terak. Untuk

meminimalkannya seperti polutan NO, SO. Dapat

diatasi dengan memaksimalkannya pembakaran sesuai

dengan takaran yang ada sebagai contoh rasio oksigen

dalam kandungan batubara, rasio stoichiometri,

tekanan pada saat terjadi pembakaran, dan menjaga

temperatur ruang pembakaran tetapp stabil. Jadi sesuai

dengan standarisasi kerja dari sistem MHD perlu

diperhatikan.

5. PENUTUP

5.1 KESIMPULAN

Pada tahun 2009 Pertumbuhan energi listrik Cilegon

sebesar 8,1% per tahun dengan Ratio Elektrifikasi

mencapai 0,98 % dan beban puncak di Kabupaten

Cilegon pada tahun 2009 mencapai 5653,43 Kwh,

berdasarkan peramalan untuk tahun-tahun mendatang

tidak akan mengalami defisit energi, maka dapat

dilakukan sistem interkoneksi Jawa dan Bali untuk

mendukung pembangunann listrik di wilayah lainnya.

1. Laju pertumbuhan penduduk memiliki pengaruh

terhadap meningkatnya daya konsumsi energi

listrik di beberapa sektor, ini terlihat sampai pada

tahun 2025 energi yang dikonsumsi oleh

masyarakat Cilegon mencapai 33.053.376 Kwh

dengan beban puncak 7.827,14 Kwh. Dalam hal

ini penyediaan kebutuhan listrik di Cilegon lebih

dari cukup karena jumlah energi listrik yang

diproduksi per tahunnya mencapai 35.888.573

Kwh tahun 2025 dengan laju pertambahan rata

rata sebesar 2,3 % pertahunnya.

2. Dalam perencanaan sebuah pembangkit

diperlukan perhitungan biaya pembangkitannya,

dan modal investasi sebesar 100 Milion USD

dengan biaya produksi 1000 US$/Kwh nya

dengan pengeluaran pemakaian bahan bakar

sebesar 2,10 cent US$. Jadi dengan

memperhatikan harga jual listrik berdasarkan

TDL BPP Rp. 584,83 maka kemampuan

masyarakat Rp. 584,83 hanya sebesar 564,2

sehingga mengalami defisit dalam 2 tahun

kedepan. Sedangkan untuk PLTMHD dalam

pembangunannya memerlukan dana sebesar 119

Million UD$ dengan biaya produksi 1190 US$/

Kwhnya .Untuk PLTMHD memerlukan biaya

bahan bakar sebesar 1,41 Cent US$ dengan biaya

modal Rp. 306,5/Kwh dalam 4 kurun ke depan

mengalami defisit jad memerlukan subsidi

pemerintah sebesar 50 %.

3. Pemakaian bahan bakar untuk kedua jenis

pembangkit tersebut jelas berbeda. Dalam PLTU

mengenal istilah star up yang memerlukan bahan

bakar minyak sebanyak 24.390,2 liter selama ± 8

jam. Sedangkan konsumsi batu baranya mencapai

43,42 ton /jam dengan biaya pengeluaran

1.303.050 US$/ Bulan. Sedangkan untuk

PLTMHD memerlukan bahan bakar sebanyak

3,24 ton /jam dengan pengeluaran sebesar

669.045 US$/Bulan. Jadi ada penghematan yang

besar dalam penggunaan bahan bakar untuk

sistem pembangkit MHD.

4. Dengan penambahan kapasitas PLTU atau

PLTMHD Cilegon 100 MW sampai pada tahun

2025 diharapkan dapat mengatasi besarnya

konsumsi dan beban puncak yang terus meningkat

, terlihat dari nilai surplus investasi pertahunnya

meskipun sempat mengalami defisit pada 2 – 4

tahun pertamanya sehingga dimungkinkan

perencanakan sistem interkoneksi ke wilayah

lainnya.

5. PLTMHD Cilegon layak untuk dikembangkan

dan dijadikan sebagai pembangkit yang berguna

untuk memenuhi kebutuhan listrik di Baten pada

umumnya dan di Cilegon pada khususnya. Biaya

pembangkitan PLTU sebesar 369 Rp/kWh dimana

biaya pembangkitan PLTMHD sedikit lebih

mahal Rp. 388/Kwh ini dikarenakan

berkembangnya teknologi penunjang dalam

penghematan sumber daya alam. Wilayah Cilegon

mempunyai BPP ini sebesar 584,83 Rp/kWh

diharapkan dapat mengurangi subsidi pemerintah.

Selain itu tingkat emisinya yang rendah

sehingga energi Magnet hidrodinamik memiliki

kesempatan untuk memanfaatkan Clean

Development Mechanism (CDM) produk

Kyoto Protocol sebesar 388 Rp/kWh .

12

6. Tingkat efisiensi dari tiap pembangkit di tentukan

dari kapasitas bebannya. PLTMHD memiliki

tingkat efisiensi daya jauh lebih tinggi hingga

57,8 % dibandingkan PLTU yang hanya mencapai

39%. Hal ini di pengaruhui oleh efisiensi thermal

yang dihasilkaan pada saat pembakaran bahan

bakar.

7. Pengaruh pembangunan PLTU memberikan

pengaruh terhadap lingkungan jauh lebih buruk

dibanding dengan teknologi MHD. Karena unsur

– unsur polutan seperti karbo, sulfur, nitrogen

terjadi pada saat pembakaran batu bara yang tidak

sempurna. Dalam teknologi MHD lebih

berkonsentrasi dalam mengeliminir unsur-unsur

polutan tersebut dengan memaksimalkan fungsi

sistem pembakarannya. Hal ini dapat dilakukan

dengan cara : mengurangi kadar oksigen dalam

batu bara sehingga proses oksidasi dapat di

kurangi, menjaga kestabilan temperatur ruang

bakar untuk menghidari terjadinya pembakaran

tidak sempurna, pemilihan konsentrasi

stoichiometrik senyawa-senyawa pendukung

dalam proses pembakaran, direkomendasikan

untuk mencapai batasan 0,8 – 0,9 dan menjaga

tekanan dan temperatur dalam ruang bakar. Proses

tersebut sebenarnya hampir mirip dengan

gasifikasi batu bara. Faktor kecenderungan dalam

penerapan teknologi MHD yaitu perbaikan dan

pelestarian lingkungan hidup. MHD lebih

berorientasi pada pengolahan batu bara yang

bersih dan hemat dibandingkan PLTU.

DAFTAR PUSTAKA

[1]. A. Ratna, Renewable Energy And Energy

Efficiency Development, Infrastructure Summit,

November 2006.

[2]. Djiteng, Marsudi Ir, 2005, ―pembangkit Energi

listrik‖, Erlangga, Jakarta.

[3]. World Coal Institute, 2005, Sumber Daya Alam,

WCI, Inggris.

[4]. Miro R Susta, 2003, Advance Clean Coal

technology For power Generation, Malaysia

Power.

[5]. B. Zaporowski, J Roszkibwics, K Sroka,

Technology System Of Combined MHD –

Steam Power Plant Integrated With Coal

Gasification, Technical University Of Poznan,

Poland.

[6]. U.K Singh and A Chandra, Environmental

Aspect Of Coal Based Indian MHD Power

Plant, Nwe Delhi , India.

[7]. John M Sherik, A Commercial Demonstration

Project For Coal – Fired MHD, MSE, Inc,

Butee-Montana.

[8]. J. Gruhl,1977, Coal –Fired Open Cycle

Magnetohydrodinamic Power Plant Emissions

And Energy Eficiencies, MIT Energy Lab.

[9]. Anasia Silviati, 2005, Electric Power Sector In

Indonesia, CS Jakarta.

[10]. Stanislaw Gora, Henryk Kapron, Economic And

Technical Charactheristic Of MHD – Steam

Power Plant Operation In A power Supply

System, Technical University, Faculty Of

Electrical Engineerng, Lublin, Poland.

[11]. Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya

Mineral Nomor : 0954K/30/MEM/2004 Tentang

Rencana Umum Ketenaga Listrikan.,

Departemen Energi Dan Sumber Daya Mineral.

[12]. Biaya Pokok Penyediaan Listrik 2008, PLN.

[13]. Kabupaten Banten dalam Angka 2000- 2009,

Badan Pusat Statistik Kabupaten Banten, 2009.

[14]. Marsudi, Djiteng, Pembangkitan Energi Listrik,

Erlangga, 2005.

[15]. Marsudi, Djiteng, Pembangkitan Energi Listrik,

Erlangga, 2005.

[16]. Peraturan Menteri ESDM No. 269-

12/26/600.3/2008 tentang Biaya Pokok

Penyediaan (BPP) Listrik Propinsi di Indonesia.

[17]. Data Statistik APJ Cilegon, 2009, Asep Ruhiyat

[18]. Data Statistik UPJ Cilegon, 2010, Heridwan

[19]. Technical Documents 1x200 MW COAL

FIRED POWER PLANT WATER

SUPPLY.htm

[20]. CCBF O&M Costs, (www.maca.gov.nt.ca).

[21]. Data beban, (http://www.djlpe.esdm.go.id/

modules/kelistrikan/ index.php?pageID=4)

[22]. Steam characteristics from 0 to 30 bar,

http://www.therm-excel.com/english/tables/vap_

eau.htm

[23]. http://en.wikipedia.org/wiki/British_thermal_uni

t

[24]. MHD Liesau group, http://www.mhdgroup.com

RIWAYAT HIDUP

Indra D Permana Lahir di kota

Surabaya, Pada tanggal 15 Juni

1982. Melanjutkan pendidikan di

Politeknik Perkapalan Negeri

ITS – Surabaya tahun 2000 –

2003. Kemudian penulis bekerja

di perusahaan swasta PT

PALKA tahun 2005 sampaii

dengan sekarang sebagai Service

Engineer. Kemudian melanjutkan studi S1 di Fakultas

Industri Jurusan Teknik Elektro Bidang Studi Teknik

Sistem Tenaga tahun 2008 sampai dengan sekarang.