ANALISIS KOMPARASI EKONOMI PLTN DAN PLTU BATUBARA UNTUK BANGKA BELITUNG

  

ANALISIS KOMPARASI EKONOMI PLTN DAN PLTU

BATUBARA UNTUK BANGKA BELITUNG

Mochamad Nasrullah

  Pusat Pengembangan Energi Nuklir (PPEN)-BATAN Jl. Kuningan Barat, Mampang Prapatan, Jakarta 12710

  Telp/Fax : (021)5204243 Email:

  

ABSTRAK

ANALISIS KOMPARASI EKONOMI PLTN DAN PLTU BATUBARA UNTUK BANGKA

BELITUNG. Perhitungan ekonomi sangat diperlukan untuk mengetahui obyektifitas dari biaya

pembangkit listrik. Model perhitungan yang digunakan dalam menghitung keekonomian pembangkit

listrik adalah model yang dikeluarkan oleh IAEA (International Atomic Energy Agency) dalam

bentuk spreadsheet yaitu model Mini G4Econs yang dirilis tahun 2008. Model ini digunakan untuk

menghitung biaya investasi, biaya bahan bakar, operasional dan perawatan. Kajian tentang analisis

komparasi ekonomi akan difokuskan pada PLTN dan PLTN batubara. Reaktor nuklir ukuran besar

merupakan salah satu solusi dalam mengatasi permasalahan pasokan listrik di Indonesia. Oleh karena

itu kajian tekno ekonomi sangat penting dilakukan. Penelitian ini mengidentifikasi data dan

parameter baik teknis maupun ekonomi dari PLTN yang berkaitan dengan produksi listrik. Prosedur

penelitian ini menggunakan cara mengumpulkan data, survey, studi banding yaitu dengan

membandingkan biaya pembangkitan listrik PLTN dengan PLTU batubara. Hasil kajian

menunjukkan biaya pembangkitan listrik PLTN lebih kompetitif. Hal ini menjadi pertimbangan

dalam rencana permbangunan PLTN, guna mengatasi permasalahan energi di Indonesia.

  Kata kunci: Biaya Pembangkitan Listrik, PLTN, PLTU batubara

ABSTRACT

  

ECONOMIC ANALYSIS OF COMPARATION ON NUCLEAR POWER PLANT (NPP) AND

COAL POWER PLANT (CPP) FOR BANGKA BELITUNG. Economic calculation are very much

needed to understand the objectivity of generation cost. The models used to calculate the economics of

power plants are Mini- G4Econs, IAEA’s models in spreadsheet form released in 2008. The models

will count for investment cost, fuel cost, operational and maintenance (O&M) cost. The assessment

for economic analysis of comparison will focus on NPP and CPP. NPP for large size are solution to

electricity crisis in Indonesia. Hence, it is very important to conduct this study. This study identify

data and the technical and economic parameters to deal with within this study are related to the

production of electricity. The procedure of this study to collect data, survey, benchmark study are with

the compare generation cost of NPP and CPP capability to produce electricity more competitiveness,

there NPP must be considered to overcome the energy crisis in Indonesia.

  Keywords: Generation Cost, NPP, CPP

1. PENDAHULUAN

  Energi Nuklir adalah sumber energi potensial, berteknologi tinggi, berkeselamatan handal, ekonomis, dan berwawasan lingkungan, serta merupakan sumber energi alternative yang layak untuk dipertimbangkan dalam Perencanaan Energi Jangka Panjang bagi Indonesia guna mendukung pembangunan yang berkelanjutan. Mengingat situasi penyediaan (supply) energi konvensional termasuk listrik nasional di masa mendatang semakin tidak seimbang dengan kebutuhannya (demand), maka opsi nuklir dalam perencanaan sistem energi nasional jangka panjang merupakan suatu solusi yang diharapkan dapat mengurangi tekanan dalam masalah penyediaan energi khususnya listrik di Indonesia.

  BATAN sebagai Lembaga Pemerintah, berdasarkan Undang-undang No. 10 tahun 1997 tentang Ketenaganukliran, telah dan akan terus bekerja bersama-sama dengan Lembaga Pemerintah terkait, Lembaga Swadaya Masyarakat, Lembaga dan Masyarakat Internasional, dalam mempersiapkan pengembangan energi nuklir di Indonesia, khususnya dalam program persiapan pembangunan PLTN. Salah satu kegiatan yang harus dilakukan dalam mempersiapkan pengembangan energi nuklir adalah studi aspek ekonomi PLTN. Studi ini merupakan studi khusus, PLTN yang belum pernah di bangun di Indonesia, maka diperlukan pengetahuan tentang ketenaganukliran di Indonesia.

  Studi bertujuan untuk menghitung biaya pembangkitan listrik PLTN dari berbagai ukuran dan membandingkan dengan PLTU batubara dengan menggunakan model Mini G4 Econs. Studi dilakukan dengan data sekunder terbaru studi tahun 2010. PLTN 1000 MWe. Studi ini menggunakan 5 variabel biaya sesaat, yaitu (US$ 1850/kWe), (US$ 2600 /kWe sebagai base case), (US$ 3000 /kWe), (US$ 4000/kWe), dan (US$ 5000/kWe) tetapi komponen biaya lainnya sama. Komponen biaya bahan bakar (front-end costs) menggunakan data harga bulanan tahun 2010, dari nilai rata-rata, sedangkan komponen biaya penanganan bahan bakar bekas (back-end cost) dimasukkan ke dalam biaya tetap operasi dan perawatan. Upah tenaga kerja diasumsikan sesuai standar gaji PT PLN (Persero).

  Untuk mencapai hasil sebagaimana disebutkan diatas, maka lingkup studi yang akan dilakukan adalah menghitung harga listrik PLTN, dan dari PLTU batubara.

2. METODOLOGI

2.1 Perhitungan Harga Listrik Teraras (Levelized Generation Cost)

  Harga listrik teraras adalah biaya pembangkitan per kWh yang di-levelized, yang terdiri dari biaya modal, biaya operasi dan perawatan tetap (fixed operational and maintenance

  

cost ), dan biaya bahan bakar. Harga listrik teraras tidak termasuk biaya transmisi, sehingga

  sering disebut juga busbar cost. Perbandingan keekonomian pembangkit tenaga listrik secara internasional dilakukan dengan konsep harga listrik teraras, yang sering juga disebut

  

discounted levelized cost. Biaya-biaya tersebut harus ditambah dengan biaya pengelolaan

limbah dan dekomisioning, tanpa memperhitungkan biaya sosial-politik.

  Perbandingan harga listrik teraras sulit dilakukan, karena ada banyak faktor-faktor yang mempengaruhinya, faktor lokasi dan waktu. Tujuan perbandingan harga listrik teraras adalah untuk membantu pengambil keputusan dalam memilih PLTN yang akan dipertimbangkan dalam rangka penentuan pemanfaatan sumber daya (resource allocation). Perhitungan dan perbandingan keekonomian PLTN tersebut akan digunakan untuk menganalisis kelayakan ekonomi dengan menggunakan model Mini-G4Econs yang berasal dari IAEA.

  Langkah-langkah yang digunakan untuk menghitung biaya pembangkit listrik adalah  Menetapkan parameter teknis dan ekonomi dari PLTN dan PLTU batubara untuk dijadikan dasar perhitungan.

   Menentukan komponen biaya pembangkit listrik seperti biaya investasi, biaya bahan bakar dan biaya operasional dan perawatan dari PLTN dan PLTU batubara.  Menghitung biaya pembangkit listrik dari data masukan dengan menggunakan

  G4Econs  Menganalisis hasil perhitungan keekonomian PLTN

2.1.1. Dasar Perhitungan Biaya Pembangkitan PLTN [1] :

  Biaya Modal = BP x FP /JPNTL (1) Faktor Penyusutan = r (1+r)n / (1+r)n – 1 (2) Jumlah Pembangkitan Neto Tenaga Listrik = DT x FKN (3) Biaya Bahan Bakar = (TPP x HBB)/CVBB (4) Biaya Operasi & Pemeliharaan (O&M) = BT O&M + BV O&M (5) Biaya pembangkitan listrik dengan aspek lingkungan [2] dapat dihitung : BP dengan aspek lingkungan = BP + pajak karbon (6) dimana: BP = Biaya Pembangunan ($/kWh) FP = Faktor Penyusutan (-/tahun) r = tingkat bunga (%/tahun) n = lama waktu penyusutan (tahun) JPNTL = Jumlah Pembangkitan Neto Tenaga Listrik (kWh/tahun) DT = Daya Terpasang (kW) FKN = Faktor Kapasitas Neto x 8760 (h/tahun) (%) TPP = Tingkat Pemakaian Panas (kcal/kWh) HBB = Harga Bahan Bakar ($/kg) CVBB = Calorific Value Bahan Bakar (kcal/kg) BT O&M = Biaya Tetap O&M BV O&M = Biaya variabel O&M 2.2.

   Asumsi dan Data untuk Biaya Pembangkitan Listrik PLTN

  Parameter dasar ekonomi yang digunakan untuk menghitung dan mengevaluasi keekonomian seperti yang tercantum dalam Tabel 1.

  

Tabel 1. Parameter Ekonomi dan Teknis PLTN 1000 MWe tahun 2010

No Keterangan Biaya Sesaat Efisiensi Faktor Umur Masa ($/kWe) (%) Kapasitas Ekonomis Konstruksi (%) (tahun) (tahun)

  1 Indonesia 1850

  33.4

  85

  40

  6 NPP-1

  2 Indonesia 2600

  33.4

  85

  40

  6 NPP-2

  3 Indonesia 3000

  33.4

  85

  40

  6 NPP-3

  4 Indonesia 4000

  33.4

  85

  40

  6 NPP-4

  5 Indonesia 5000

  33.4

  85

  40

  6 NPP-5 PLTN ini dipilih karena (i) Desain, operasi dan performance-nya telah terbukti baik, dan bukan First-Of-A-Kind, (ii) Kapasitas pembangkit cukup besar untuk memenuhi skala ekonomi dan cocok untuk jaringan Jawa-Bali, (iii) Biaya kapital kompetitif, (iv) Tersedia data rinci mengenai biaya EPC (Engineering Procurement and Construction) termasuk disbursement-nya, lama konstruksi, dan biaya O&M (Operation and Maintenance).

  Penetapan discount rate diharapkan sesuai dengan kondisi kelayakan proyek di negara yang akan dibangun. Penetapan discount rate untuk kepentingan umum berbeda dengan kepentingan komersial/bisnis. Discount rate ini ditentukan berdasarkan suatu kebijakan yang mempertimbangkan beberapa hal, misalnya kelangkaan modal, biaya

  

opportunity , kepentingan nasional atau jangka panjang, dan sebagainya. Discount rate

  diambil lebih rendah terutama untuk perencanaan proyek-proyek yang dianggap berpengaruh pada masyarakat luas (nasional) dan baru akan memberikan manfaat dalam jangka panjang. Di beberapa negara maju biasanya discount rate akan lebih rendah dibandingkan dengan Negara berkembang. Di Indonesia discount rate umumnya di tetapkan sebesar 10%

  2.2.1. Biaya Investasi PLTN Biaya investasi PLTN biasanya disebut biaya sesaat (overnight cost), yaitu biaya yang belum memasukkan tingkat suku bunga selama konstruksi atau Interest During Construction

  

(IDC ). Biaya ini terdiri dari biaya EPC (Engineering Procurement Construction), biaya

pengembangan (development costs) dan biaya lain-lain (other costs) serta biaya contigency.

  Komposisi biaya kapital untuk EPC terdiri atas biaya nuclear island, conventional island,

  

balance of plant, construction dan erection work, design dan engineering. Lingkup pekerjaan biaya

modal dapat dirinci seperti ditunjukkan pada Tabel 2.

  

Tabel 2. Rincian Biaya Overnight Costs [2].

No UNSUR BIAYA LINGKUP PEKERJAAN

  Nuclear Steam Supply (NSS) termasuk .system design,

  1. Procurement Turbine Generator, dan BOP, tidak termasuk Ocean freight dan Freight Insurance Pekerja konstruksi untuk sipil dan structural, arsitektur,

  

Construction dan dan instalasi, semua peralatan kelistrikan dan peralatan

  2. Erection Work mesin. Commissioning dan start up dan testing (termasuk lokasi material dengan biaya, consumable, peralatan konstruksi dan perlengkapan dan lainnya)

  

Engineering Design dan Engineering termasuk. sipil, arsitektur, plant

3.

layout, piping, race way layout,

Mobilization, akuisisi tanah, professional fee dan lainnya

  4. Biaya Pengembangan Biaya Lain-lain O&M mobilization & training, fee (sertifikasi, konsultan 5.

  owner), contingency start up Total

  Didefinisikan sebagai biaya sesaat (overnight cost) Biaya investasi yang dihitung disesuaikan dengan disbursement selama masa konstruksi, dan data tersebut diambil dari data terbaru tahun 2010. Pembangunan PLTN memerlukan dana yang cukup besar sehingga biasanya pemilik modal (owner) tidak cukup dana untuk membiayai pembangunan PLTN tersebut. Owner biasanya meminjam dana dari lembaga keuangan internasional, dengan demikian ada konsekuensi biaya berupa interest during construction (IDC). Biaya sesaat apabila ditambahkan dengan IDC disebut juga dengan biaya investasi.

  2.2.2. Biaya Bahan Bakar Bahan bakar nuklir (nuclear fuel) merupakan bahan bakar yang dibutuhkan oleh PLTN untuk dapat beroperasi menghasilkan energi listrik selama waktu hidupnya (life time). Daur bahan bakar nuklir (nuclear fuel cycle) mencakup seluruh aktivitas mulai dari eksplorasi, penambangan, penggilingan, pemurnian, pengkayaan dan kemudian dilanjutkan dengan fabrikasi menjadi elemen bakar nuklir untuk siap digunakan dalam operasi reaktor dan akhirnya menjadi bahan bakar bekas (spent fuel).

  Front-end Cost 2.2.2.1. Jika PLTN di Indonesia dibangun mulai tahun 2014 dengan masa konstruksi selama 6 tahun, maka PLTN pertama akan siap beroperasi secara komersial pada tahun 2020.

  Pembuatan bahan bakar nuklir untuk PLTN terdiri dari 4 tahap yang masing-masing memberi kontribusi pada harga bahan bakar nuklir daur terbuka (front end costs), yaitu: i) _{2 8} harga uranium alam (U O ), ii) biaya konversi, iii) biaya pengkayaan (separative work unit /

  

SWU), iv) biaya fabrikasi. Komponen front-end costs diberikan pada Tabel 4. Dalam bulan

  Januari 2010 biaya dalam US$ untuk mendapatkan 1 kg uranium UO2 bahan bakar reaktor pada harga pasar ditunjukkan dalam Table 3. Pada 55.000 MWd/t burn-up akan memberikan 360.000 kWh electrical per kg. sehingga biaya bahan bakar menjadi 0.58 c/kWh.

  

Tabel 3. Estimate Biaya Bahan Bakar Nuklir [ 4 ]

  Description Value _{3 8} Uranium: 8.9 kg U O x $115.50 US$ 1028 Conversion: 7.5 kg U x $12 US$ 90 Enrichment:

  7.3 SWU x $164 US$ 1197 Fuel fabrication: per kg US$ 240 Total. approx: US$ 2555

2.2.2.2. Back-end Cost

  Back-end cost merupakan biaya penanganan bahan bakar bekas sesudah dipakai dan

  keluar dari reaktor, berupa biaya penyimpanan sementara on-site di PLTN dan biaya penyimpanan lestari (permanent storage). Dalam studi ini diperkirakan sebesar 0.134 ¢$/kWh tanpa biaya reprocessing. Burn-up bahan bakar nuklir merupakan besarnya energi yang _{235 235} dihasilkan oleh reaktor untuk setiap metrik ton U . Besarnya burn-up U tergantung pada teknologi reaktor yang dari tahun ke tahun terus meningkat. Nilai burn-up yang dipakai pada studi ini adalah 55.000 MWd per metrik ton uranium, sesuai dengan spesifikasi

  reference plant

2.2.3. Biaya Operasi dan Perawatan (Operation and Maintenance Costs)

  Biaya operasi dan pemeliharaan (O&M Cost) merupakan biaya yang dibutuhkan untuk menjalankan operasi rutin PLTN. O&M Cost besarnya bergantung pada teknologi dan kapasitas daya yang terpasang. O&M Cost dibedakan menjadi dua, yaitu variable O&M Cost dan fixed O&M Cost. Fixed O&M Cost merupakan biaya operasional rutin, meliputi biaya pegawai, property tax, plant insurance, dan life-cycle maintenance. Variabel O&M costs mencakup biaya bahan bakar, consumables materials, pemeliharaan langsung unit pembangkit, pemeliharaan gedung pembangkit, dan pemeliharaan oleh outsourcing. Varibel

  

O&M cost dan Fixed O&M cost merupakan biaya yang bergantung pada fungsi produksi dari

  PLTN. Diasumsikan biaya total O&M beserta rinciannya biaya Fixed O&M sebesar 58,4 US$/kWe dan biaya Variabel O&M sebesar 1,3 mills$/kWh.

2.2.4. Data PLTU Batubara atau Coal Power plant (CPP) Biaya invetasi, biaya O&M dan biaya bahan bakar diperoleh dari data PLN.

  Diasumsikan bahwa alat De SOx dan De NOx dipasang pada PLTU batubara (coal-fired

  power plant), karena beberapa alasan, diantaranya adalah tingkat kepadatan penduduk

  khususnya di Pulau Jawa dan Sumatra, dampak terhadap kesehatan masyarakat di sekitar pembangkit listrik dan pemanasan global. Untuk membandingkan PLTN dengan PLTU batubara berdaya 1000 MWe, dilakukan dengan cara LGC (Levelized Generation Cost). Perhitungan biaya pembangkit PLTU batubara (CPP) juga akan dihitung sama dengan perhitungan yang digunakan dalam menghitung biaya pembangkit PLTN. Perhitungan Biaya pembangkit PLTU batubara (Levelized Generation Cost) menggunakan data masukan proyek PLTU batubara di Indonesia yang terakhir.

  Studi ini menggunakan mata uang dollar (US$) per 1 Januari 2010. Umur ekonomi PLTU batubara yang digunakan adalah 30 tahun. Faktor kapasitas (capacity factor) merupakan faktor yang menyatakan ketersediaan dari unit pembangkit untuk dapat dioperasikan. Atau rasio antara energi listrik bersih yang dihasilkan selama kurun waktu tertentu (E, MWh) dan energy listrik bersih yang mestinya dapat diproduksi secara kontinyu selama kurun waktu yang sama (Em, MWh). Faktor kapasitas PLTU batubara adalah 80%.

  Discount rate untuk PLTN dan PLTU sebesar 10%.

  Parameter teknis pada PLTU batubara yang akan digunakan dalam perhitungan biaya pembangkitan listrik, masa konstruksi diasumsikan 48 bulan (4 tahun), plant net thermal

  efficiency 36%, plant net heat rate 9481 kWh (e)/BTU (th), faktor kapasitas 80% dan jenis batubara 13000 BTU/lb.

  Tabel 4 menunjukkan variabel-variabel yang digunakan dalam studi kasus PLTU batubara

  Tabel 4. Komponen Biaya dan Paremeter PLTU Tahun 2010

  No. Studi Kasus Harga Biaya Plant net Faktor Biaya Operasi & bahan Investasi thermal Kapasitas maintenance bakar (US$/kWe) efficiency

  Biaya Biaya (US$/ton) Tetap Variabel

  1 PLTU 70 1400 36% 80% 38,95 17,52 batubara CPP-1

  2 PLTU 80 1400 36% 80% 38,95 17,52 batubara CPP-2

  3 PLTU 90 1400 36% 80% 38,95 17,52 batubara CPP-3

3. HASIL DAN PEMBAHASAN

3.1. Biaya Pembangkitan Listrik (Generation Cost) PLTN

  Setiap teknologi pembangkit listrik mempunyai karakteristik spesifik yang menutup masa konstruksi, meghasilkan listrik, umur pembangkit, dan perbedaan biaya untuk investasi, operasi dan perawatan serta bahan bakar. Salah satu cara praktis untuk menghitung biaya pembangkitan listrik adalah menggunakan metode levelized generation cost dengan mengkuantifiikasi unit biaya dari pembangkit listrik (dalam kWh) selama umur pembangkit. Hasil perhitungan menunjukkan biaya pembangkitan listrik paling murah adalah NPP-1 (48.08 mills$/kWh), NPP-2 (base case 61.81 mills$/kWh), NPP-3 (69.13 mills$/kWh), NPP-4 (87.44 mills$/kWh) dan NPP-5 (105.74 mills$/kWh). Hasil perhitungan biaya pembangkitan tersebut dapat ditunjukkan pada Gambar 1.

  

Gambar 1. Biaya Pembangkit PLTN

3.2. Biaya Pembangkitan Listrik (Generation Cost) PLTU batubara.

  Dalam studi ini untuk menghitung biaya pembangkitan PLTN dan PLTU batubara dengan mempertimbangkan aspek lingkungan. Secara realita perhitungan biaya pembangkitan listrik tidak memperhitungkan aspek lingkungan, namun hanya memperhitungan total jumlah biaya dari investasi, Operasi dan perawatan serta biaya bahan bakar. Kebijakan Pemerintah yang mengharuskan pembangkit listrik mempertimbangkan aspek lingkungan, maka dalam penelitian ini biaya pembangkitan listrik dihitung dengan mempertimbangkan aspek lingkungan (biaya eksternalitas). Biaya eksternalitas terdiri atas biaya kerusakan akibat pencemaran (polusi seperti PM10, SOx dan NOx) yang dikeluarkan pembangkit listrik dan carbon tax merupakan salah satu cara mengurangi pemanasan global, oleh karena itu carbon tax akan dipertimbangkan pula dalam perhitungan biaya pembangkit.

  Dengan menggunakan data teknis dan ekonomi pembangkit listrik, dengan tahun dasar 2010 dihitung biaya pembangkitan listrik PLTU batubara yang telah mempertimbangkan biaya eksternalitas, kemudian akan diperbandingkan dengan PLTN. Model yang digunakan untuk menghitung biaya pembangkitan listrik ini adalah mini G4Econs Model dari IAEA (International Atomic Energy Agency) tahun 2008. Hasil perhitungan menunjukkan bahwa biaya pembangkitan listrik jika tanpa biaya eksternalitas pada PLTU batubara (Coal Power Plant) adalah CPP-1 is 57.61 mills $/kWh, CPP-2 61.25 mills $/kWh, dan CPP-3 64.90 mills $/kWh. Ada dua skenario biaya eksternalitas, yaitu (1) berdasarkan referensi dari beberapa negara maju tentang nilai biaya eksternalitas (biaya yang dikeluarkan akibat polusi yang dikeluarkan pembangkit listrik dan biaya carbon), maka nilai menunjukkan rata-rata sebesar 46.33 mills US$/kWh atau 4.633 cents $/kWh. (2) berdasarkan referensi tahun 2003 biaya kerusakan akibat polusi yang dikeluarkan oleh PM10, SOx dan NOx untuk kasus Indonesia, dalam hal ini diambil kasus di PLTU Suralaya, Banten. Nilai biaya kerusakan akibat polusi menunjukkan sebesar 2.34 cents$/kWh atau 23.40 mills$/kWh. Jika pada penelitian ini diasumsikan bahwa Carbon tax atau C biaya

  

capture/sequestration (Cost of carbon) adalah 110 $/MT C dan setara dengan pajak atau biaya

capture/sequestration dalam $/MT CO2 sebesar 30 $/MT CO2 dengan faktor yang

  berhubungan dengan biaya per MT C ke biaya per MT CO2 sebesar 3.7 carbon tax [6].

3.3. Perbandingan Pembangkitan Listrik PLTN dan PLTU batubara

  Hasil perhitungan menunjukkan bahwa biaya pembangkitan listrik jika tanpa biaya eksternalitas pada PLTU batubara (base case) dengan menggunakan harga batubara sebesar

  70 US$/ton sebesar 57.60 mills$/kWh, jika harga 80 US$/ton menunjukkan 61.25 mills$/kWh, dan jika harga 90 US$/ton menunjukkan sebesar 64.90 mills$/kWh dan untuk PLTN berukurab besar (large), maka akan menunjukkan NPP-1 (48.08 mills$/kWh), NPP-2 (base case 61.81 mills$/kWh), NPP-3 (69.13 mills$/kWh), NPP-4 (87.44 mills$/kWh) dan NPP-5 (105.74 mills$/kWh), ini menunjukkan PLTU batubara (Coal Power Plant) lebih murah dibandingkan PLTN ukuran large, kecuali pada NPP-1. Namun jika biaya pembangkitan listrik dengan menggunakan biaya eksternalitas seperti referensi Negara-negara maju sebesar (46.33 mills$/kWh), maka biaya pembangkitan listrik PLTU batubara dengan harga 70 US$/ton, 80 US$/ton dan 90 US$/ton menjadi 103.94 mills/kWh, 107.58 mills $/kWh dan 111.23 mills/kWh, Semua ini menunjukkan bahwa PLTN lebih murah dibandingkan PLTU batubara. Perbandingan biaya pembangkitan listrik antara PLTN dan PLTU batubara dapat dilihat pada Gambar 2.

  

Gambar 2. Perbandingan Biaya PLTN dan PLTU batubara Dengan biaya eksternalitas

Yang Menggunakan Referensi Negara-negara Maju sebesar (46.33 mills$/kWh),

  Jika menggunakan biaya eksternalitas berdasarkan kasus Indonesia (lihat PLTU Suralaya, Banten) seperti biaya kerusakan akibat polusi yang dikeluarkan oleh PM10, SOx dan NOx , maka sebesar 23.4 mills$/kWh dan jika menggunakan carbon tax sebesar 110 US$/MT C atau

  30 US$/ton CO2 mempunyai nilai sebesar 25.47 mills$/kWh. Jika CPP-1 (harga batubara sebesar 70 US$/ton), CPP-2 (harga batubara 80 US$/ton), dan CPP-3 (harga batubara 90 US$/ton) maka biaya pembangkitan listrik untuk PLTU batubara menjadi CPP-1 sebesar 106.5 mills$/kWh, CPP-2 sebesar 110.1 mills$/kWh dan CPP-3 sebesar 113.8 mills$/kWh.

  Semua ini menunjukkan bahwa PLTN lebih murah dibandingkan PLTU batubara. Perbandingan biaya pembangkitan listrik antara PLTN dan PLTU batubara ditunjukkan pada Gambar 3.

  

Gambar 3. Perbandingan biaya pembangkitan listrik antara PLTN dan PLTU batubara

Dengan biaya eksternalitas Yang Menggunakan Kasus Indonesia

4. KESIMPULAN

• Jika kebutuhan listrik membutuhkan kapasitas daya yang besar seperti interkoneksi

  Sumatera Jamali, maka PLTN ukuran large atau PLTU batubara sangat sesuai diterapkan pada kasus tersebut. Dalam studi ini, jika dibandingkan antara PLTN ukuran large dengan PLTU batubara maka hasil perhitungan tergantung dari asumsi yang digunakan. Karena nilai porsi dari biaya investasi pada PLTN lebih sensitif dari pada PLTU batubara, maka perhitungan biaya pembangkitan listrik pada PLTN tergantung pada berapa banyak biaya investasi dikeluarkan. Dalam kasus ini biaya investasi PLTN menggunakan US$ 1850 /kWe lebih kompetitif dibandingkan PLTU barubara dengan menggunakan asumsi harga batubara sebesar 70 US$/ton, 80 US$/ton dan 90 US$/ton. Jika harga batubara menunjukkan 80 US$/tons maka nilainya relatif sama hasilnya jika PLTN dengan menggunakan biaya investasi sebesar 2600 US$/kWe.

• Kebijakan Pemerintah tentang pengelolaan dan pengembangan energi harus mempertimbangkan aspek lingkungan, maka PLTN dengan biaya investasi dari 1850 US$/kWe hingga 5000 US$/kWe lebih murah dibandingkan PLTU batubara.

  DAFTAR PUSTAKA :

  Nengah Sudja, Menggugat Harga Jual Listrik Paiton I, tahun 2001 1. K.William, “Spreadsheet Mini G4Econs” (2008), Washington DC 2.

  E-mail : dari Deputy General Manager, Overseas Project 3. Departement (Lee Myung Key) tanggal 25 Januari 2006 ke BATAN. World Nuclear Association, The Economics of Nuclear Power, Vienna August 2010 4. PT. PLN (Persero) (2010), Jakarta 5.

  IEA, “Projected Costs of Generating Electricity 2010 edition 6.

  DISKUSI

1. Pertanyaan dari Sdr. Erlan Dewita (PPEN-BATAN):

  a. Sebaiknya daya reaktor yang dibandingkan ditulis jelas, jangan ditulis dengan reaktor ukuran besar saja, karena reaktor ukuran besar bisa dimulai dengan daya > 700 MW.

  b. Apakah dalam membandingkan perhitungan kelayakan ekonomi dilakukan dengan daya yang sama?

  Jawaban:

  a. Yang dikaji sebenarnya sudah dijelaskan bahwa PLTN berukuran besar adalah 1000 MWe. Juga di dalam tabel parameter teknis dan ekonomi juga sudah dijelaskan bahwa PLTN adalah berdaya 1000 MWe.

  b. Yang dibandingkan antara PLTN dan PLTU sama-sama berdaya 1000 MWe.