STUDI KAJIAN TEKNO-EKONOMI-LINGKUNGAN RENCANA … · cadangan listrik. Reserve margin yang hanya 16% ... Indonesia adalah negeri yang kaya akan sumber daya alam. ... sumber-sumber

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.


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.


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.

http://id.wikipedia.org/wiki/Bahan_bakar_fosil

http://id.wikipedia.org/wiki/Metana

http://id.wikipedia.org/wiki/Karbon




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


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


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


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


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


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.


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


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.


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


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


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).


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


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 :


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.


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>

http://www.abb.com/

http://www.siemens.com/

http://www.abb.com/

http://www.abb.com/


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.

http://www.bpmigas.co.id/

http://www.pln.co.id/

Documents

STUDI KAJIAN TEKNO-EKONOMI-LINGKUNGAN RENCANA … · cadangan listrik. Reserve margin yang hanya 16% ... Indonesia adalah negeri yang kaya akan sumber daya alam. ... sumber-sumber