Perbandingan Hasil Perhitungan LUEC PLTN Dengan Menggunakan Model Legecost, Mini G4Econsdan Nest

   

  Perbandingan  Hasil Perhitungan LUEC PLTN Dengan  Menggunakan  Model Legecost, Mini G4Econsdan Nest   

  1,  a) Mochamad ₁  Nasrullah  

  Pusat  Kajian Sistem Energi Nuklir (PKSEN)‐BATAN  _a)  

  Telp/Fax nasr@batan.go.id  : (021) 5204243 Email:

   

Abstrak  

  Perhitungan  biaya pembangkitan listrik sangat diperlukan dalam perusahaan listrik dalam menetapkan  kebijakannya.

    Model  perhitungan  diperlukan  untuk  menghitung  biaya  pembangkitan  listrik  sehingga  dapat  dihasilkan perhitungan yang akurat. Tiga model perhitungan Levelized Unit Electricity Cost (LUEC)   atau

    biaya  pembangkitan  listrik  dari  IAEA  (International  Atomic  Energy  Agency)  yang  selama  ini  digunakan  BATAN dalam  menghitung  harga keekonomian PLTN terdiri  dari LEGECOST,  Mini  G4ECONS  dan

   model NEST. Metodologi meliputi perhitungan biaya pembangkitan (Levelized Unit Electricity Cost)  dengan  menggunakan ketiga software tersebut dengan discount rate 10% per tahun dan dengan asumsi  input

   data untuk ketiga model sama, dan dengan puncak waktu penggunaan beban tahunan 7884 jam  (sesuai

   dengan load factor 90%). Hasil perhitungan menunjukkan biaya pembangkitan listrik PLTN model  LEGECOST

    sebesar  86,82  mills$/kWh  model  Mini  G4ECONS  dan  model  NEST  masing‐masing  sebesar  90,16

   mills$/kWh dan 94,02 mills$/kWh. Hasil perhitungan ketiga modul menunjukkan kesamaan pada  biaya   operasi  dan  perawatan  yaitu  sebesar  15,39  mills$/kWh.  Perbedaan  hasil  perhitungan  terletak  pada

    biaya  investasinya,  model  LEGECOST  lebih  murah  yaitu  sebesar  65,02  mills$/kWh  dibandingkan  dua  model lainnya yaitu sebesar 67,10 mills$/kWh dan 68,35 mills$/kWh.Sedangkan bahan bakar model 

  NEST   lebih  mahal  yaitu  sebesar  9,83  mills$/kWh  dibandingkan  kedua  model  yang  relatif  sama  yaitu  sebesar

    4,71  mills$/kWh.  Perbedaan  biaya  pembangkitan  listrik  dari  yang  termurah  sebesar  rata‐rata  sebesar  4 mills$/kWh, artinya dengan  selisih tidak terlalu besar,  maka pertimbangan jika  menghitung  biaya

    pembangkitan  listrik  dapat  diambil  salah  satu  model  tersebut.  Meskipun  tampilan  model  menggunakan   spreadsheet,  namun  masing‐masing  model  mempunyai  karakteristik  khusus  dalam  pengoperasiannya.

   Untuk model LEGECOST mempunyai tampilan spreadsheet dalam dollar konstan dan  bisa   menghitung  biaya  pembangkit  listrik  lainnya.  Hal  ini  sama  dengan  Model  NEST,  pada  tampilan 

  spreadsheet

   dalam dollar konstan dan bisa menghitung biaya pembangkit listrik lainnya, namun dalam  model   NEST  juga  bisa  menghitung    mempunyai  kelebihan    yang  bias  dijadikanTiga  model  ini  bisa  dijadikan

   benchmark untuk menghitung biaya pembangkitan listrik baik untuk PLTN maupun non PLTN  di  Indonesia.  

Kata  kunci: Biaya Pembangkitan Listrik, LEGECOST, Mini G4Econs, NEST 

   

Pendahuluan  

  Bagian   Kebutuhan  energi  listrik  di  Jawa‐Madura‐Bali  akan  semakin  meningkat  sejalan  dengan  pertumbuhan

    ekonomi,  pertumbuhan  penduduk  dan  rasio  elektrifikasi.  Rencana  Umum  Ketenagalistrikan

   Nasional (RUKN) mengasumsikan bahwa selama periode tahun 2005 s.d 2025 Gross 

  

Domestic  Regional Product (GDRP) tumbuh 6,2% per tahun, jumlah penduduk tumbuh 0,9% per tahun, 

  dan   rasio  elektrifikasi  pada  tahun  2025  mencapai  93%.  Pertumbuhan  permintaan  energi  listrik  untuk  periode

    2005  –  2025  diperkirakan  akan  tumbuh  rata‐rata  7,2%  per  tahun.  Mengingat  kebutuhan 

  (demand)   listrik  dipastikan  akan  terus  meningkat,  sementara  penyediaan  (supply)  energi  dari  sumber  sumber

   konvensional (fossil) di masa mendatang semakin terbatas, maka tenaga nuklir merupakan salah  _[1] satu

  .

   opsi untuk memenuhi kebutuhan listrik di Indonesia   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 _[2]  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. 

  Adapun  Salah satu kegiatan yang harus dilakukan dalam rangka mempersiapkan pengembangan energi  nuklir

   tersebut adalah studi dan kajian aspek ekonomi PLTN. Penelitian Studi ini merupakan studi khusus,  dan  sehubungan Pembangkit Listrik dengan menggunakan energi nuklir ini PLTN yang belum pernah di  bangun

    di  Indonesia,  maka  diperlukan  penelitian  bukan  hanya  menangani  dalam  menangani  studi  ekonomi   saja, tetapi juga harus berpengalaman dalam masalah kelistrikan di Indonesia, sekaligus yang  _[2] mengerti

  .

   tentang masalah pengetahuan tentang ketenaganukliran di Indonesia    Penelitian

    ini  dilakukan  Studi  bertujuan  untuk  menghitung  biaya  pembangkitan  listrik  PLTN  yang  menggunakan   tipe  PWR  dengan  satuan  mills$/kWh  dari  berbagai  model/software  yang  semua  model  tersebut

    dikeluarkan  oleh  IAEA  (International  Atomic  Energy  Agency)  dalam  bentuk  spreadsheet.  Tiga  model   perhitungan  biaya  pembangkitan  listrik  dari  IAEA  yang  selama  ini  digunakan  BATAN  dalam  menghitung

    harga  keekonomian  PLTN  terdiri  dari  LEGECOST,  Mini  G4ECONS  dan  model  NEST.  Studi  Penelitian

    dilakukan  dengan  mengambil  data  sekunder  dan  menggunakan  data  terbaru  dan  telah  disesuaikan  dengan studi tahun 2014.  Dalam penelitian ini akan dihitung biaya sesaat (Overnight cost),  komponen

    biaya  bahan  bakar  (front‐end  costs)  menggunakan  data  harga  bulanan  tahun  2014.  Upah  tenaga  kerja yang ada diasumsikan diambil dari data Indonesia berdasarkan sesuai standar gaji PT PLN  (Persero).

   Dalam penelitian ini akan dikaji biayaLUEC (Levelized Unit Electricity Cost) untuk PLTN jenis  PWR

    yaitu  AP  1000  yang  mempunyai    kapasitas  daya  listrik  1000  MWe.Tujuan  Penelitian  untuk  menghitung  biaya pembangkitan listrik atau Levelized Unit Electricity Cost (LUEC) dengan menggunakan  tiga

    model/software  yaitu  LEGECOST,  Mini  G4ECONS,  dan  model  NEST    yang  mempunyai  satuan  mills$/kWh.

    Menganalisis  hasil  perhitungan  ketiga  model  termasuk  kelemahan  dan  kelebihan  jika  menggunakan  ketiga model tersebut. 

    Metodologi  

    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), biaya operasi dan  perawatan

    tetap  (variable  operational  and  maintenance  cost)  dan  biaya  bahan  bakar.  Harga  listrik  teraras   tidak  termasuk  biaya  transmisi,  sehingga  sering  disebut  juga  busbar  cost.  Pada  beberapa  literatur

    harga  listrik  teraras  juga  disebut  Levelized  Cost  Of  Electricity  (LCOE).  Perbandingan  keekonomian   pembangkit  tenaga  listrik  secara  internasional  maupun  perbandingan  jenis  pembangkit  yang

    berbeda  biasa  dilakukan  dengan  konsep  harga  listrik  teraras  ini,  yang  sering  juga  disebut  discounted  levelized cost. Harga listrik teraras adalah biaya rata‐rata teraras (levelized), yaitu biaya yang  diperlukan

    (dalam  mata  uang  tetap)  per  kWh  yang  memperhitungkan  semua  biaya,  meliputi  biaya  kapital  pembangunan pembangkit, biaya operasi dan biaya bahan bakar. Untuk PLTN, selain Biaya‐biaya  tersebut

   harus ditambah dengan biaya pengelolaan limbah dan dekomisioning, tanpa memperhitungkan  _[3] biaya .  sosial‐politik  

  Perbandingan   harga  listrik  teraras  sulit  dilakukan,  karena  ada  banyak  faktor‐faktor  yang  mempengaruhinya,

   dimana faktor‐faktor tersebut dapat berbeda pada tempat 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).  Harga

   listrik teraras tidak memperhitungkan faktor‐faktor sosial politik yang dapat mempengaruhi biaya  pembangkitan.

    Perhitungan  dan  perbandingan  keekonomian  PLTN  tersebut  akan  digunakan  untuk  menganalisis   kelayakan  ekonomi  dengan  menggunakan  model  LEGECOST,  Mini  G4ECONS,  dan  model 

  NEST  yang berasal dari IAEA.   

  Langkah ‐langkah  yang  digunakan  untuk  penelitian  adalah  menghitung  biaya  yang  mempengaruhi  biaya

   pembangkit listrik dengan cara sebagai berikut :    Menetapkan  parameter  teknis  dan  ekonomi  dari  PLTN  jenis  PWR  yaitu  AP  1000  yang  mempunyai

    kapasitas daya listrik 1000 MWe   Menentukan komponen biaya pembangkit listrik seperti biaya investasi, biaya bahan bakar dan  biaya

   operasional dan perawatan dari PLTN jenis PWR yaitu AP 1000 tersebut.    Menghitung  biaya  pembangkit  listrik  dari  data  masukan  dengan  menggunakan  tiga  _[4] model/software .

   yaitu LEGECOST, Mini G4ECONS, dan model NEST    Menganalisis  hasil  perhitungan  keekonomian  PLTN  yang  menggunakan  tiga  model/software  tersebut

   

    Dasar  Perhitungan LUEC pada Model NEST, Mini G4Econs, dan LEGECOST     _[5] NEST

  NEST   adalah  singkatan  dari  (NESA  economic  support  tool),  semuapersamaandidefinisikan  dalamVolume2(ekonomi)

    dariTECDOC‐1575  rev1,  manualINPRO.  Persamaantelah  diprogramke  dalam  perangkatNEST.Persamaan(dan  NEST) digunakanuntuk memeriksa: 

    Daya saingbiayapembangkit listrik tenaga nuklirterhadap pesaingpotensial, misalnyapembangkit  listrikfosildengan  menghitungsatuanlevelizedbiaya listrik(LUEC). 

    Daya tarikinvestasi dalampembangkit listrik tenaga  nuklirdibandingkandenganpesaingpotensial,misalnyapembangkit  listrik berbahan bakarfosildengan  menghitungReturn

   ofInvestment(ROI) danInternal Rate of Return(IRR)    Untukinvestor swasta(misalnya, utilitasswasta) investasiyang maksimaldia bisamembuat  berdasarkankarakteristik    pasar. 

  Unit   Levelized  biaya  energi  LUEC  mencakup  tiga  faktor,  biaya  modal  LUAC,  operasi,  biaya  pemeliharaan

   LUOM, dan bahan bakar biaya LUFC. 

LUEC  = LUAC + LUOM + LUFC 

  Dimana:  

  LUEC = biaya       pembangkitan listrik 

  LUAC = biaya      investasi 

  LUOM = biaya      operasi dan perawatan  

  LUFC = biaya      bahan bakar 

  [6] Mini  G4Econs  

  Model   ini  telah  diberikan  singkatan  G4‐ECONS,  berasal  dari  kata  Generasi  4  Perhitungan  Excel  berbasis

   Nuklir Systems. Mini G4Econs merupakan perhitungan yang memanfaatkanExcel dan meringkas  dari  software G4‐ECONSyang dibuat William K dari IAEA. Untuk panduan yang menjelaskan Versi 2.0 dari  _[7] model

  .Rumus _[8]   G4‐ECONS,  dirilis  ke  EMWG  pada  akhir  September  2007   perhitungan  LUEC  oleh 

  OECD adalah:  

  ‐t ‐t LUEC t t t ) ] t ]  = ∑ [(I  + FUEL  + O&M  (1 + r)  / ∑ [E  (1 + r)  

  Dimana:  

  LUEC _{= Levelized  Unit Electricity Costatau Biaya pembangkitan listrik}     

  I t = Pengeluaran  investasi tiap tahun dalam periode t

         

  FUEL Pengeluaran _{t =}

       bahan bakar tiap tahun dalam periode t  

  O&M t = Pengeluaran  operasi dan pemeliharaan tiap tahun dalam periode t

       

  E Produksi _{t =}

         energy tiap tahun dalam periode t  

  r = discount      rate 

  Biaya   investasi  merupakan  porsi  yang  paling  besar  pada  biaya  pembangkitan  listrik.Dengan  asumsipembangkit

    energitahunan  yang  sama,  persamaanuntuk  menghitungLevelizedbiaya  modaldolarkonstandapat  dinyatakan sebagai: 

LCC  = (FCR x TCIC)/E 

  Dimana  : 

  LCC =     levelized biaya investasidalam dollarkonstan($/MWh)  

  FCR =     fixed charge ratedalam dollar konstan 

  TCIC    = total biaya investasi dalam dollar konstan ($)  

  E =      Biaya pembangkitan Listrik tahunan (MWh/year).  

  FCRbiasanya digunakanuntuk memperhitungkanpengembalian modal, penyusutan,           penggantisementara,

    pajak  properti,  danpajak  penghasilandandibahas  secara  rincidalam  Oak Ridge _[9].

  National Laboratory(ORNL) FCRdapat

   dihitungdengan menggunakanData Base for Nuclear and Coal- _[10]

  , Fired Power Plant Power Generation Cost Analysis

    metodologiyangditerapkandalamUser _[11].

    Instructions for Levelized Power Generation Cost Codes Using IBM-Type PC

   

LEGECOST   

  Legecost   singkatan  dari  Levelized  Generation  Costmerupakan  program  untuk  menilai  biaya  pembangkitan

    listrik  yang  disusun  oleh  OR.G.Woite  dari  IAEA  (International  Atomic  Energy  Agency).  Dalam dinilai

   biaya konstruksi, termasuk IOC (Interest During Construction) sampai dengan biaya investasinya,  kemudian   biaya  perawatan  dan  pemeliharaannya  serta  terdapat  penilaian  tentang  daur  bahan  bakar  yang

   meliputi pembefian uranium alam sampai penyimpanan lestari bahan bakar bekas, ataupun olah‐ ulangnya   (reprocessing).  Selanjutnya  berdasarkan  perhitungan‐perhitungan  di  atas  biaya‐biaya  tidak  diurai

   mengikuti tahun demi tahun, tetapi dinyatakan dalam besaran pada tahun awal operasi, besaran  nilai  kini atau besaran teraras (Ievelized) , dan semua harga dinyatakan dalam nilai dollar tetap. Adapun  rumus

    perhitungan  biaya  teraras  investasi,  bahan  bakar,  perawatan  dan  pemeliharaan  serta  biaya  _[12]

   

  pembangkitan adalah  dengan menggunakan program Legecost   sebagai berikut:  

  a. =Jumlah  Biaya teraras Investasi      total bia a investasi dalam nilai kini 

  (Jumlah  energi yang dibangkitkan dalam nilai kini) 

  b. =  Biaya teraras bahan bakar    (Jumlah total biava bahan bakar dalam nilai kini) 

  (Jumlah  energi yang dibangkitkan dalam nilai kini)  c.

   Biaya teraras perawatan dan pemeliharaan  =Jumlah

   total bia a erawatan dan emeliharaan dalam nilai kini 

  (Jumlah  energi yang dibangkitkan dalam nilai kini) 

  d. =  Biaya teraras pembangkitan    (Jumlah total biava dalam nilai kini) 

  (Jumlah  energi yang dibangkitkan dalam nilai kini) 

    Asumsi  dan Data untuk Biaya Pembangkitan Listrik PLTN 

  Parameter   dasar  ekonomi  yang  digunakan  pada  data  pembangkit  tenaga  listrik  yang  digunakan  untuk

    menghitung  dan  mengevaluasi  keekonomian  adalah  sebagai  berikut:  Referensi  pembangkit 

  (reference  plant) yang digunakan pada studi ini adalah PLTN ukuran large jenis PWR dengan kapasitas 

  1000  MWe, dalam kasus ini diambil PLTN AP 1000. PLTN large jenis PWR ini dipilih karena pertimbangan  sebagai

   berikut: (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 

_[12] Maintenance) .

   

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)  sertabiaya  contigency.  Komposisi  biaya  kapital  untuk  EPC  terdiri  atas  biaya  nuclear island, conventional island, balance of plant, construction dan erection work, design dan  _[14].

  engineering  

  Biaya  investasi yang dihitung disesuaikan dengan disbursement selama masa konstruksi, dan data  tersebut

   diambil dari data terbaru tahun 2014. 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.Secara rinci dapat dilihat pada Tabel 1. 

   

Biaya  Bahan Bakar  

  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) harga uranium alam   ii) biaya konversi, iii) biaya pengkayaan (separative work unit / SWU), iv) biaya fabrikasi. Dalam  bulan ₂

   Juni 2013 biaya dalam US$ untuk mendapatkan 1 kg uranium UO  bahan bakar reaktor pada harga  pasar   pada  45.000  MWd/t  burn‐up  akan  memberikan  360.000  kWh  electrical  per  kg.  sehingga    biaya 

  [23]

  bahan  bakar menjadi  0.66 c/kWh  

  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)  di  repository  akhir,  dimana  untuk  daur  bahan  bakar  tertutup  (closed  fuel  cycle) 

  biaya   back‐end  juga  termasuk  biaya  reprocessing.  Burn‐up  bahan  bakar  nuklir  merupakan  besarnya  energi

   yang dihasilkan oleh reaktor untuk setiap metrik ton U235. Besarnya burn‐up U235 tergantung  pada  teknologi reaktor yang dari tahun ke tahun terus meningkat. Nilai burn‐up yang dipakai pada studi  ini

   adalah 60.000 MWd per metrik ton uranium, sesuai dengan spesifikasi reference plant yang dipilih.  Dalam

    studi  ini  biaya  back‐enddiperkirakan  sebesar  840  US$/kgHM  tidak  termasuk  biaya 

  reprocessing.Secara

   rinci dapat dilihat pada Tabel 1.   

Biaya  Operasi dan Perawatan (Operation and Maintenance Costs) 

    Biaya  operasi dan perawatan (O&M Cost) merupakan biaya yang dibutuhkan untuk menjalankan  operasi

    rutin  PLTN.  Biaya  O&M  besarnya  bergantung  pada  teknologi  dan  kapasitas  daya  yang  terpasang.O&M

   Cost dibedakan menjadi dua, yaitu biayavariable O&M dan biayafixed O&M. BiayaFixed  O&M   merupakan biaya operasional rutin, yang antara lain meliputi biaya pegawai, property tax,plant  insurance,

    dan  life‐cycle  maintenance.  Variabel  O&M  costs  mencakup  biaya  bahan  bakar,  dan 

  consumables

    materials.  Variabel  O&M  cost  juga  terdiri  dari  biaya‐biaya  untuk  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 94,89 US$/kWe dan biaya  _[2]

  .Secara Variabel  O&M sebesar 3,36 mills$/kWh

   rinci dapat dilihat pada Tabel 1   

Tabel  1.Data untuk Tiga Model 

  Data  input Model 

  No Parameters     _[15]

  NPP  1000 MWe    1.

  1115   Net electric power (MWe) 

    2.

  5   Construction time (years) 

    3.

  60   Lifetime of the plant (years)  

    4.

  0.93   Average Load Factor (%) 

    5.

  1.7   Decommissioning cost (mills/kWh)    _[16] 6.

  3516     

    Overnight construction cost ($/kWe) _[16] 7.

  703   Contingency cost ($/kWe)   _[16]

    8. 114

     

    Owners cost ($/kWe) 9.   Normalized capital investments schedule   _[17]

  (share i )  per year) during construction (w     _[6] 10.

  0.10   Real discount rate   

    11. 94,89

    Fixed O&M cost ($/kWe)    12.

  3,36   Variable O&M cost (mills$/kWh)  _[16]   13.

  840   Nuclear fuel backend cost ($/kg)      14.

  60   Spent nuclear fuel average burnup (MWd/kg)     15.

  0.3265   Net thermal efficiency of the plant     _[19] 16. ^{3 O 8 ) 130}

    Natural U purchase cost ($/kg nat U        _[19] 17.

  11   U conversion cost  ($/kgHM)   _[19]

     18. 120

    U enrichment cost ($/SWU)    _[19]    19.

  240   Nuclear fuel fabrication cost  ($/kg)      _[20] 20.

  ‐2     Time from U purchasing till fuel loading (t1‐t0, years)   _[20] 21.

  ‐1.5    

    Time from U conversion till fuel loading (t2‐t0, years) _[20] 22.

  ‐1     Time from U enrichment till fuel loading (t3‐t0, years)    _[20] 23.

    ‐0.5     Time from fuel fabrication till loading (t4‐t0, years)  _[21] 24.

      Losses at U purchasing   _[21] 25.

  0.005  

      Losses at U conversion _[21] 26.

      Losses at U enrichment   _[21] 27.

  0.01  

      Losses at fuel fabrication 

   

Hasil  Pembahasan  

  Hasil  perhitungan biaya pembangkitan (Levelized Unit Electricity Cost) dengan menggunakan ketiga  model/software

    tersebut  dengan  discount  rate  10%  per  tahun  dan  dengan  asumsi  input  data  untuk  ketiga   model  sama,  dan  dengan  puncak  waktu  penggunaan  beban  tahunan  7884  jam  (sesuai  dengan  load

    factor  90%),  menunjukkan  biaya  pembangkitan  listrik  PLTN  paling  murah  ditunjukkan  model  LEGECOST

    sebesar  86,82  mills$/kWh  kemudian  berturut‐turut  model  Mini  G4ECONS  dan  model  NEST  masing ‐masing  sebesar  90,16  mills$/kWh  dan  94,02  mills$/kWh.  Hasil  perhitungan  ketiga  modul  menunjukkan

   kesamaan pada biaya operasi dan perawatan yaitu sebesar 15,39 mills$/kWh.  Perbedaan  hasil   perhitungan  terletak  pada  biaya  investasinya,  model  LEGECOST  lebih  murah  sebesar  65,02  mills$/kWh

    dibandingkan  dua  model  lainnya  yaitu  model  NEST  dan  Mini  G4Econs  masing‐masing  sebesar  67,10 mills$/kWh dan 68,35 mills$/kWh. Secara rinci dapat dilihat pada Tabel 2. 

  Perbedaan   biaya  investasi  ini  terletak  pada  rumus  dalam  menghitung  biaya  Interest  During 

  Construction   Cost  (IDC).  IDC  model  Legecost  sebesar  1166  US$/kWe,  IDC  model  NEST  sebesar  1467 

  US$/kWe   dan  IDC  model  MiniG4Econs  sebesar  1300  US$/kWe.  Sedangkan  biaya  bahan  bakar  pada  model

    NEST  lebih  mahal  yaitu  sebesar  9,83  mills$/kWh  dibandingkan  kedua  model  yang  relatif  sama  yaitu   sebesar  4,71  mills$/kWh.  Perbedaan  biaya  bahan  bakar  terletak  pada  input  data  pada  msing‐ masing

   model, untuk model NEST input data lebih komplek dan rinci dibandingkan dua model lainnya,  akibatnya   ada  perbedaan  dalam  hasilnya.  Dari  perhitungan  tiga  model  tersebut,  perbedaan  biaya  pembangkitan

   listrik dari yang termurah sebesar rata‐rata sebesar 4 mills$/kWh, artinya dengan selisih  tidak  terlalu besar, maka pertimbangan jika menghitung biaya pembangkitan listrik dapat diambil salah  satu

   model tersebut. 

  Tabel  2. Hasil Perhitungan LUEC Tiga Model  Keterangan Model Model Model    LEGECOST    NEST    Mini G4Econs 

  (mills$/kWh) (mills$/kWh) (mills$/kWh)      

  Biaya 65,02 67,10 68,35

   Investasi        Biaya

  15,39 15,39 15,39  O&M 

        Biaya

  4,71 9,83 4,71  Bahan Bakar        

  Biaya 1,70 1,70 1,70

   Decommissioning       

  Total 86,82 94,02 90,16  Levelized Unit Electricity Cost (LUEC)       

   

Kesimpulan   

  Hasil   perhitungan  biaya  pembangkitan  listrik  PLTN  paling  murah  ditunjukkan  model  LEGECOST  sebesar

    86,82  mills$/kWh  kemudian  berturut‐turut  model  Mini  G4ECONS  dan  model  NEST  masing‐ masing  sebesar 90,16 mills$/kWh dan 94,02 mills$/kWh.Perbedaan biaya terletak pada biaya investasi  dan

    biaya  bahan  bakar.Perbedaan  biaya  investasi  ini  terletak  pada  rumus  dalam  menghitung  biaya 

  

Interest   During  Construction  Cost  (IDC).  Perbedaan  biaya  bahan  bakar  terletak  pada  input  data  pada 

  msing ‐masing  model,  untuk  model  NEST  input  data  lebih  komplek  dan  rinci  dibandingkan  dua  model  lainnya.

    Meskipun  tampilan  model  mempunyai  kesamaan  dalam  menggunakan  spreadsheet,  namun  masing ‐masing  model  mempunyai  karakteristik  khusus  dalam  pengoperasiannya.  Tiga  model  ini  bisa  dijadikan

   benchmark untuk menghitung biaya pembangkitan listrik baik untuk PLTN maupun non PLTN  di  Indonesia.  

DAFTAR  PUSTKA 

  [1]   DEPARTEMEN ESDM, “Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional, Jakarta, 25 April 2005”. 

  [2]   MOCHAMAD  NASRULLAH,  “Analisis  Komparasi  Ekonomi  PLTN  dan  PLTU  batubara  untuk  Bangka 

  Belitung”   Seminar  Nasional  Pengembangan  Energi  Nuklir  IV  tanggal  21  Juni  2011,  Jakarta,  ISSN 

  1979 ‐1208 

    pdf,"  December

    Batan  &  Korea  Hydro  Nuclear  Power  Co.,  Ltd  (KHNP),  Report  on  The  Joint  Study  for  ProgramPreparation

   & Planning of The NPP Development in Indonesia (phase1), December 2004)  [15]

    WESTINGHOUSE, "AP1000 Advanced Nuclear Power Plant, Overview of Plant Description," 2011  [16]

    PT Surveyor Indonesia and AF Consult, "Feasibility Study for Bangka Nuclear Power Plant Project ‐  Non

  ‐Site Aspect, Prepared for the National Nuclear Energy Agency of Indonesia(BATAN)," Jakarta,  2013

   (BATAN)," Jakarta, 2013.  [17]

    INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, "Mini G4ECONS Software,"  Vienna, 2008  [18]

    PT PLN (STATE UTILITY)  "http://www.pln.co.id/dataweb/TTL2014/08_Tariff%20Adjusment%20Desember%202014.

   201  [19]

    PLN‐BATAN, “ Laporan “Study Ekonomi, Pendanaan dan Struktur Owner Dalam Rangka Rencana  Persiapan

    World Nuclear Association, "http://www.world‐nuclear.org/info/Economic‐Aspects/Economics‐of‐ Nuclear

  ‐Power/," June 2013  [20]

    "http://www.oecd‐nea.org/ndd/reports/efc/EFC‐complete.pdf.".  [21]

    NEA‐OECD, "The Economics of the Nuclear Fuel Cycle," 1994  [22]

    US NRC, "AP1000 Design Control Document," 2011  [23]

    WNA,” Economics of Nuclear Power,”(Updated 16 February 2015)  [24]

    Japan  National  Association,  Nuclear  Power  and  Deregulation,  dapat  dilihat  di  website   http://www.japannuclear.org/nuclearpower/program/dereg.html  

  [25]   Hasil perhitungan the Advisory Committee for Natural Resources and Energy pada  bulan

   December 1999 yang dikutip oleh The Position of Nuclear Energy in Japan, dalam website  http://www.enecho.meti.go.jp/english/  policy/nuclear/position.html 

   Pembangunan PLTN Pertama di Indonesia” 2006  [14]

   Vol. 2, No.3 September 2000.. 105 ‐116  [13]

  [3]   MOCHAMAD  NASRULLAH,  “Studi  Perbandingan  Harga  dan  Tarif  Listrik  PLTN  dari  Berbagai 

   IV Systems Maret 2008  [8]

  Negara”,  Presentasi Ilmiah tanggal 1 Mei 2009 

  [4]   IAEA, Guidance for the Application of an Assessment Methodology for Innovative Nuclear Energy 

  Systems,  IAEA‐TECDOC‐1575, Vol.2, Economics, Vienna: IAEA, 2008 

  [5]   IAEA, “NESA Support Package: INPRO area of Economics”,IAEA 2010 

  [6]   IAEA,  “Cost  Estimating  Guidelines  For  Generation  IV  Nuclear  Energy  Stystem”,  The  Economic