02. REVENUE Requirements

Seri Ekonomi Pembangkitan

oleh: Kelompok 1Adam Rahmadan, Pondy Tjahjono, Tyas Kartika Sari, Willy Sukardi

Pendahuluan

Metode revenue requirement adalah yang paling umum digunakan oleh public utility dalam bidang ketenagalistrikan. Metode ini lebih dikenal dengan istilah fixed charge rate. 

Ini merupakan besaran yang dibebankan per tahun sepanjang masa studi sebuah pembangkit.

Perhatikan Income Statement berikut ini:

Revenue		Rev(y)
Less:
Production Cost	E(y)
Depreciation	D(y)
Ad Valorem Taxes and Insurance	A(y)
Income Tax Paid*	T(y) - I(y)
Operating Income		Rev(y) – E(y) – D(y) – A(y) –T(y)+I(y)
Less:
Interest (return) on bonds	R2(y)
Net Income (Equity Return)		R1(y) = Rev(y) – E(y) – D(y) – A(y) –T(y)+I(y)-R2(y)

* T(y) = income Tax

    I(y) = Investment Tax Credit

Net Income (equity return), R1, adalah:

R1(y) = Rev(y) – E(y) – D(y) – A(y) –T(y) + I(y) - R2(y)

dimana R1dan R2 ditentukan terlebih dahulu.

Revenue Requirement

Dengan operasi aljabar sederhana diperoleh:

Rev(y) = R1(y) + R2(y)+ E(y)+ A(y) + D(y) + T(y) - I(y)

Rev(y) merupakan revenue requirement – nilai yang diperlukan untuk memenuhi minimum acceptable return sebesar R1(y) + R2(y) yang umum disebut sebagai fixed charge. 

Walau demikian fixed charge disini bukan berarti bernilai konstan, Sekali keputusan investasi ditetapkan maka komitmen untuk memenuhi revenue requirement ini harus dipatuhi dan tidak dapat dihindari.

Kriteria pemilihan keekonomian mengikuti aturan revenue requirement terendah. Di tahap pemilihan atau perancangan ini prinsip the lowest possible cost pertama diterapkan.

Semua komponen revenue requirement secara langsung sebanding dengan besaran investasi modal, kecuali komponen E(y) yang merupakan biaya produksi. 

Termasuk di dalamnya adalah biaya energi primer (fuel), tenaga kerja (labor), dan material. Biaya ini digolongkan sebagai biaya variabel yang nilainya terutama bergantung pada operasi pembangkit yang akan datang dan tidak bergantung pada nilai investasi yang ditetapkan.

Yearly Revenue Requirement

Fixed-charge rate, P’, adalah fraksi tahunan yang, bila dihubungkan dengan investasi awal pembangkit, akan memberikan persyaratan pendapatan minimum tahunan yang diperlukan untuk tingkat pengembalin atau return tertentu.

FCR(y).P’ = [R1(y) + R2(y)+ E(y)+ A(y) + D(y) + T(y) - I(y)].P’

Dengan menggunakan faksi P’ini revenue requirements dapat dihitung melalui 2 tahap perhitungan. Pertama, menghitung nilai tahunan dan kedua, menghitung equivalent uniform (A).

Return disini memiliki pengertian berbeda karena ini merupakan utility company, dimana nilainya diatur melalui regulasi atau ketentuan tertentu.

Sumber: 

W.D. Marsh, Diktat Electric Utility Power Generation Economics, 

Clarendon Press - Oxford, University Press, N.Y.

Read More

04. Time-Money RELATIONSHIPS

Seri Ekonomi Teknik (Engineering Economy )

oleh: Kelompok 3
Anton MT’13, Elif ME’13, Felix ME’13, Ilham ME’13,Irwan ME’13

Capital atau modal merujuk pada kemakmuran yang berupa uang atau barang yang dapat digunakan untuk menghasilkan kemakmuran lainnya. Uang, sebagaimana barang juga dapat mempunyai nilai yang berubah terhadap waktu. 

Pengertian

Perubahan nilai uang terutama disebabkan oleh deflasi atau inflasi. Umumnya, nilai uang di masa yang akan datang akan lebih kecil dibandingan dengan nilai uang yang ada sekarang karena adanya inflasi. 

Kenapa terjadi inflasi?

Inflasi secara tidak langsung dipengaruhi oleh pertambahan jumlah penduduk yang menyebabkan kebutuhan akan barang atau jasa juga meningkat sehingga nilai barang atau jasa akan lebih tinggi daripada nilai uang.

Dengan menurunnya nilai uang di masa mendatang, maka untuk mendapatkan barang atau jasa yang sama diperlukan uang yang lebih banyak. 

Misalkan harga 1 gram emas tahun 2010 sekitar Rp340.000,-sedangkan harga 1 gram emas saat ini (September 2013) sekitar Rp505.000,-. Dari hal itu jelas terlihat bahwa dibutuhkan uang yang lebih banyak untuk mendapatkan jumlah emas yang sama.

Untuk mendapatkan jumlah uang yang lebih banyak, orang atau organisasi menanamkan uangnya dalam bentuk investasi yang diharapkan menghasilkan bunga atau profit sehingga membuat nilai uangnya bertambah banyak di masa mendatang.

Sekarang, mengapa uang yang “ditanam” dalam sebuah investasi harus diberi bunga dan profit? 

Jawabannya adalah, pertama, bunga dan profit dibayarkan sebagai penghargaan terhadap pemodal (orang yang menabung di bank atau organisasi lainnya) selama modalnya dipakai untuk hal lainnya. Kedua, bunga dan profit adalah sebagai pengganti risiko karena pemodal telah mengizinkan uangnya digunakan oleh orang lain atau organisasi lainnya. 

Konsep Equivalence 

Setiap alternatif yang menghasilkan sesuatu yang mirip, dengan tujuan yang sama atau memiliki fungsi yang sama harus dibandingkan antara yang satu dengan yang lainnya. 

Akan tetapi, membandingan beberapa alternative tidak selamanya mudah, karena melibatkan banyak hal terutama adanya bunga yang terjadi pada periode yang akan berjalan. Oleh sebab itu, perlu penyederhanaan dari beberapa alternative tersebut dengan basis atau dasar perhitungan yang setara (equivalent) yang bergantung pada hal-hal berikut:

1. Sukubunga (interest rate) 
2. Jumlah uang yang terlibat 
3. Waktu diterima atau dikeluarkannya uang 
4. Cara pembayaran bunga atau profit dari suatu investasi 

Dalam konsep equivalence, setiap alternative biasanya menggunakan basis yang sama, yaitu suku bunga (interest rate).

Untuk membantu dalam membandingkan alternative yang sudah setara, biasanya menggunakan diagram maupun table cash flow.

Bahan-bahan Diskusi

1. Apa keuntungan menggunakan cash flow? 
2. Jika bunga diperkirakan naik pada beberapa tahun mendatang (misal 2 tahun pertama 6%, dan tahun berikutnya sampai selesai jangka waktu investasi menjadi 8%), apakah perencanaan dari beberapa alternatif masih dianggap equivalent? 
3. Untuk mempelajari Money-Time Relationships and Equivalence, mari kita pelajari contoh berikut:

A.. Pak Cecep membeli rumah seharga Rp400.000.000,- secara KPR dengan uang muka sebanyak Rp100.000.000,-. Pak Cecep mengajukan KPR ke dua bank, Bank A dan Bank B dan dia akan mencicil selama 10 tahun, masing-masing bank menawarkan bunga sebagai berikut:
i. Bank A menawarkan bunga 9% per tahun untuk 2 tahun pertama dan 12% untuk tahun ketiga sampai seterusnya.
ii. Bank B menawarkan bunga flat 11% selama masa KPR.

Bank mana yang sebaiknya dipilih oleh Pak Cecep jika kedua bank tersebut menyetujui permohonan KPR Pak Cecep?

B.. Sebuah perusahaan pembangkit ingin menambah kapasitas pembangkitnya sebesar 20 MW, perusahaan tersebut saat ini menggunakan PLTD berbahan bakar HSD yang berdasarkan informasi biaya pokok pembangkitannya sebesar Rp. 3.500/kWh,

Saat ini perusahaan tersebut ingin membangun pembangkit PLTU batubara yang memiliki biaya pokok pembangkitan sebesar Rp.1.000/kWh. Pemilihan pembangunan PLTU mempertimbangkan jaminan suplai energi primernya dari dalam negeri dan juga murahnya biaya operasional .

Perusahaan tersebut memiliki perencanaan pebangunan PLTU sebagai berikut :

1. Sumber pendanaan : equity sebesar USD 10 juta dan pinjaman sebesar USD 20 juta
2. Bunga pinjaman & masa pengembalian : 10% selama 10 tahun masa pengembalian
3. Lama pembangunan : 3 tahun
4. Inflasi : 7 % per tahun

Perusahaan tersebut mulai untuk membayar utang pada tahun pertama setelah kontrak mulainya pekerjaan pembangunan.

Namun, seiring pelaksanaan pembangunan, perusahaan mengalami kendala yang menyebabkan jadwal operasinya mundur yang direncanakan selesai 3 tahun menjadi 5 tahun, serta karena kondisi alam yang tidak sesuai dengan FS yang ada menyebabkan perubahan pada metode-metode pemasangan instalasi sehingga membuat biaya membengkak sebesar 20% dari nilai kontrak sebelumnya.

Pembiayaan pembengkakan biaya sebesar 20% tersebut dilakukan pada tahun ke-2 pembangunan dan dibiayai melalui tambahan utang dengan bunga tetap 10% selama 10 tahun.

PLTU yang telah selesai pembangunan nantinya diharapkan dapat beroperasional selama 20 tahun.

Apa yang perlu dilakukan untuk mengkompensasi kemunduran proyek agar diperoleh penghematan biaya yang setara ?

Read More

05. APPLICATION of Time-Money Relationships

Seri Ekonomi Teknik (Engineering Economy )

oleh: Kelompok 5
April Rustianto, Galuh Arum Prabandari, Liberty Binsar Siagian, Enov Tikupasang

Sebelum memulai sebuah proyek, management perlu mempertimbangkan beberapa hal sebelum mengambil keputusan bahwa proyek tersebut layak atau tidak untuk dilaksanakan, sehingga sangatlah penting untuk dilakukan evaluasi nilai ekonomi dari proyek tersebut. Sebab dari investasi modal dan biaya yang dikeluarkan, diharapkan mendapat tingkat pengembalian yang menguntungkan dalam kurun waktu yang ditentukan agar proyek tersebut bisa berkelanjutan (sustainable).

Seperti kita ketahui bahwa nilai uang mengalami perubahan terhadap waktu, yang dapat disebabkan karena adanya faktor-faktor luar seperti tingkat inflasi, perubahan tingkat suku bunga, perubahan kebijakan pemerintahan, kondisi politik, dan lain-lain. 

Konsep hubungan nilai waktu dan uang ini, dijadikan sebagai salah satu bahan evaluasi untuk menentukan jumlah dana yang akan diinvestasikan, jumlah proyek yang bisa dijalankan, serta tingkat pengembalian atas modal yang dikeluarkan.

Evaluasi Kelayakan Investasi

Dalam mengevaluasi suatu investasi berdasarkan ekonomi teknik, pertanyaan paling mendasar adalah apakah investasi beserta seluruh biaya yang dikeluarkan untuk sebuah proyek akan memberikan keuntungan yang diharapkan dan seberapa cepatkah investasi bisa kembali.

Karena pola biaya yang muncul tidak pernah sama dalam sebuah proyek, maka tidak ada satu metode khusus yang ideal dipakai dalam menganalisa keuntungan ekonomis sebuah investasi. Dengan demikian ada beberapa metode digunakan untuk analisa tersebut.

Metode evaluasi yang menggunakan konsep hubungan nilai uang terhadap waktu menjadi salah satu metode yang penting digunakan untuk menjawab pertanyaan di atas.

Metode Evaluasi

Diantaranya adalah:

1.  Analisis nilai sekarang / Present Worth (PW) 
2. Analisis nilai masa depan / Future Worth (FW) 
3. Analisis nilai tahunan / Anual Worth (AW) 
4. Analisis tingkat pengembalian internal / Internal Rate of Return (IRR) 
5. Analisis tingkat pengembalian eksternal / External Rate of Return (ERR) 
6. Pengembalian minimum yang diinginkan / Minimum Attractive Rate of Return (MARR) 
7. Periode pengembalian / Payback Period

Selain mengevaluasi tingkat keuntungan secara finansial dari sebuah project atau investasi, metode ini memberikan petunjuk kepada management tentng “Go-No Go”-nyasebuah project atau investasi.

Study Case,

Sebuah daerah sepakat untuk menjalankan program Clean Skies, salah satu program real yang akan diwujudkan adalah mengalihkan supply listrik yang berbahan bakar fosil dengan energi terbarukan dari sel surya (PV). Berdasarkan teknology PV yang ada saat ini Annual Electricity Production di daerah tersebut rata-rata sebesar 1200 kWh/kWP. 

Berikut beberapa cost component berikut datanya :

• Installed capacity 100 kwp
• Total Investment Cost : 555.000 USD
• PV Investment Cost : 415.000 USD
• Operation & Maintenance : 8.800 USD / Tahun
• Inverter Replacement Cost : 12.000 USD /5 Tahun

Sumber dana modal pribadi sebesar 25 % dari TIC, pinjaman 35 % dari TIC untuk 15 tahun pada interest rate 7%, subsidi sebesar 40 % dari TIC, project life time 20 tahun.

1. Dengan harapan mendapatkan fixed IRR rated sebesar 12.46 % tiap tahunnya apakah project ini masih layak untuk dilakukan ? 
2. Metode apa yang paling tepat digunakan untuk menganilsa investasi di atas, dan kenapa metode tersebut dianggap paling tepat?
3. Metoda apa yang dipakai berkaitan dengan hubungan nilai waktu dan uang untuk menetukan keputusan suatu project diterima atau direject ?Berikan contoh aplikasinya.
4. Pengertian dari tiap metoda“internal, external dan minimum attractive rate of return” dalam hubungan nilai waktu dan uang tersebut disertai contoh aplikasinya.

+++

Read More

02. COST Concept

Seri Ekonomi Teknik (Engineering Economy )

oleh: Kelompok #1
Bagus W. Wahyuntoro, Samuel LB. Parura, Pondy Tjahjono, Willy Sukardi

Sebuah kabupaten menjadi salah satu area penghasil minyak dan gas. Namun belakangan ini produksi minyak di area tersebut menurun dan menyebabkan penurunan pendapatan ke pemerintah daerah setempat. Namun produksi gas di area tersebut meningkat seiring dengan penurunan produksi minyak tersebut.

	2009	2010	2011	2012
Produksi Minyak (bbls)	29,200,477	23,885,419	6,733,100	4,703,572
Produksi Gas (MMbtu)	35,931,793	35,870,910	51,209,504	56,308,499

 Sebuah Pembangkit (koleksi Pondy)

Sistem bagi hasil dari produk gas antara kontraktor KPS dengan pemerintah adalah 57% untuk kontraktor dan 43% untuk pemerintah. Dari 43% tersebut, 70%-nya untuk bagian pusat dan 30%-nya sebagai penghasilan untuk pemerintah daerah.

Pemerintah daerah melihat harga gas mengalami kenaikan dari waktu ke waktu. Sedangkan, terlihat juga suatu peluang untuk meningkatkan nilai ekonomis dari gas alam tersebut menjadi energi listrik. Terlebih lagi karena produksi gas yang naik secara signifikan dan kebutuhan daerah tersebut akan energi listrik.

Tahun	Harga Gas ($/mmbtu)
2009	2.8
2010	3.0
2011	5.0
2012	5.5

Pemerintah daerah menyewa konsultan untuk menghitung nilai investasi pembangunan PLTG. Dari hasil studi konsultan tersebut, diperoleh total investasi awal untuk PLTG 35 MW adalah sebesar $ 43,104,942.

Dalam perhitungan keekonomian, konsultan tersebut juga memperhitungkan beberapa hal sebagai berikut:

Costs	$
Cost of Gas	13,325,000
G&A	122,280
Biaya tetap O&M	135,129
Biaya variable O&M	28,504
Labor	213,780
Property tax	222,328
Insurance	122,280
Contingency	26,451

Asumsi harga gas alam yang digunakan di tahun pertama sebesar $ 6.5 per mmbtu.

PLTG memiliki perkiraan nilai ekonomis selama 25 tahun. Sedangkan harga yang ditetapkan oleh PLN selama kurun waktu tersebut adalah sebagai berikut:

Komponen harga yang diakibatkan oleh:	$
Biaya pembangkit per kWh	0.0393
Biaya tetap O&M per kWh	0.0055
Biaya bahan bakar gas per kWh	0.0446
Biaya variabel O&M per kWh	0.0012

Hasil perhitungan keekonomian dari PLTG tersebut adalah sebagai berikut:

IRR	13.12%
NPV ($)	15,175,775
PBP	6.25 tahun
PI	1.23
ROI	14.58%
ROE	17.76%

Pertanyaan:

1. Dari komponen biaya yang ditampilkan di atas, mana yang termasuk CAPEX dan mana saja yang termasuk OPEX?       
2. Mana yang lebih menguntungkan bagi pemerintah daerah, apakah hanya dengan mendapatkan persentase (royalty) dari hasil penjualan gas secara langsung atau meningkatkan nilai ekonomis gas dengan mengkonversinya menjadi listrik dengan membangun PLTG? Apakah PLTG tersebut layak untuk dibangun?

+++

Read More

01. UTILITY Organization

Seri Ekonomi Pembangkitan

oleh: Fajardhani

Perusahaan pembangkit tenaga listrik termasuk dalam kategori utilitas publik. In its operation the objective is to produce electricity at the lowest possible cost to the user. Apakah objektif ini dapat diterapkan oleh perusahaan pembangkitan tenaga listrik? Tuntutan saat ini adalah: to provide good quality of energy at the lowest possible cost to the user (public). Bagaimana ini?

We light up the cities (koleksi pribadi)

Utility organization merupakan istilah yang digunakan di dalam mata kuliah Keekonomian Perusahaan Pembangkitan Tenaga Listrik berdasarkan diktat kuliah Electric Utility Power Generation Economics.

Pada intinya adalah public utility company.

Public utility atau utilitas publik (biasa juga disebut utilitas umum) merupakan sebuah organisasi atau perusahaan yang yang memelihara infrastruktur untuk penyelenggaraan layanan publik. 

Kepemilikan perusahaan dapat berupa milik pemerintah atau milik swasta dimana keduanya aturan publik dan regulasi yang berlaku.

Argumentasi yang umum didengar untuk mendukung pembentukan perusahaan ini antara lain adalah keinginan untuk 

• mengontrol kekuatan pasar, 
• memfasilitasi kompetisi, 
• mempromosikan investasi atau perluasan sistem, atau 
• menstabilkan pasar. 

Argumentasi lain adalah jika tidak diatur perusahaan akan berperilaku dengan cara yang bertentangan dengan kepentingan terbaik masyarakat (publik).

Utilitas publik sering dikaitkan dengan hak monopoli dalam bentuk natural monopoly karena nilai investasi (CAPEX), operasi dan pemeliharaan (OPEX) untuk infrastruktur tersebut sangat tinggi dengan waktu pengembalian investasi yang panjang.

Contoh industri yang dikategorikan ke dalam utilitas publik adalah: tenaga listrik, telekomunikasi, pendidikan, kesehatan, gas, dan lain sebagainya.

Sumber: Electric Utility Power Generation Econmics, Wikipedia

+++

Read More

01. Introduction to ENGINEERING ECONOMY

Seri Ekonomi Teknik (Engineering Economy)

oleh: Fajardhani

Pemikiran

Di bumi ini barangkali manusia adalah satu-satunya makhluk istimewa yang dapat menciptakan berbagai alat bantu agar ia dapat lebih menikmati hidup, mengatasi persoalan, menjawab tantangan, membuat perubahan yang diinginkan, merubah gaya hidup, menghadirkan sebuah keinginan, dan membuat kehidupannya lebih mudah serta lebih baik dari waktu ke waktu.

sumber: Koleksi Pribadi

Namun untuk itu ada harga yang harus dibayar. Berapa besar? Itu tergantung pada besarnya benefit atau value yang dihasilkan atau diciptakan.

Peran Penting Sains dan Engineering

Sains dan pengetahuan di bidang engineering memegang yang peranan sangat penting dan menentukan bagi terciptanya perubahan demi perubahan yang telah dan yang akan terjadi. Bidang tersebut hanya bisa dikuasai oleh kalangan tertentu yang memiliki kemampuan khusus. Tanpa keberadaan mereka rasanya perubahan-perubahan itu akan sulit terjadi.

Era keterbukaan informasi menyebabkan keduanya berkembang sangat pesat dibandingkan dengan era-era sebelumnya dalam periode yang sama. Pilihan atau alternatif sekarang menjadi tidak terbatas dengan terus berkembangnya variasi di tingkat sistem, sub-sistem, komponen, produk ataupun layanan dengan tingkat harga yang juga sangat bervariasi.

Lalu, bagaimana membuat keputusan atas pilihan-pilihan yang ada?

Pentingnya Keputusan Yang Tepat

Keputusan yang dibuat membawa sejumlah konsekuensi tertentu bagi pembuat keputusan. Di era ini ruang untuk membuat kesalahan sudah semakin sempit. Untuk itulah seorang engineer perlu menguasai bidang engineering economics yang dahulu dikenal sebagai engineering economy. Ada prinsip-prinsip yang harus diketahui dan dikuasai para engineer.

Ekonomi teknik adalah bagian dari bidang ekonomi untuk aplikasi pada proyek-proyek engineering (rekayasa). Kemudian para engineer akan dapat mengkomunikasikan rancangannya secara lebih baik kepada para eksekutif puncak dengan sudut pandang yang sama.

Pada saat sebuah keputusan tentang proyek engineering diambil, manajemen akan mengalokasikan sejumlah sumberdaya terbatas yang dimilikinya untuk merealisasikannya. Sumberdaya yang dialokasikan jumlahnya bisa sangat besar dengan harapan dapat memperoleh tingkat pengembalian yang menguntungkan. Tingkat pengembalian ini menjadi sangat penting bagi semua stakeholder.

Ini berlaku di tingkat makro (negara atau industri) maupun mikro (perusahaan atau individu).

Kesalahan memilih alternatif atau waktu yang tidak tepat dapat menimbulkan dampak risiko yang kecil hingga fatal (catastrophic / disastrous).

+++

Mari kita diskusikan topik ini lebih lanjut. Ada sejumlah pertanyaan sebagai bahan diskusi yang perlu dicarikan jawabannya dan juga dipersilahkan untuk menambahkan pertanyaan untuk memahami topik ini dengan lebih baik.

Sumber: 

Engineering Economy, 13th edition, William G. Sullivan et.al., Pearson International Edition, 2006

Read More

BERAPA Biaya Bahan Bakar NUKLIR Per kWH Listrik?

oleh: Elok S. Amitayani

Biaya bahan bakar per kWh listrik untuk pembangkit nuklir hanya sekitar 0,76 sen/kWh (76 rupiah) dengan asumsi nilai tukar Rp 10.000 per dolar. Rata-rata reaktor PWR (pressurized water reactor) 1.000 MW membutuhkan ~24 ton bahan bakar per tahun. Dengan faktor kapasitas 85% akan dihasilkan 7,446 miliar kWh listrik dalam setahun. Harga bahan bakar nuklir siap pakai adalah sekitar US$ 2.360/kg.

Gambar dikutip dari: http://www.rsd17.org/TeacherWebPage/HighSchool/HFerrer/Nuclear%20Fuel%20Cycle.htm

Keuntungan operasi pembangkit nuklir terutama sekali disumbang oleh biaya bahan bakarnya yang murah. Artikel ini akan meringkas proses pembuatan bahan bakar nuklir; dari alam ke reaktor. Perhitungan singkat biaya per kWh listrik dari bahan bakar nuklir ini juga akan ditampilkan.

Tidak diketahui secara pasti berapa harga beli bahan-bakar oleh perusahaan pembangkit nuklir. Salah satu cara untuk memverifikasinya mungkin dengan melihat laporan keuangan mereka atau memberikan quesioner. Dalam perhitungan ini pun shipping cost belum ditambahkan karena akan sangat bervariasi. Setidaknya, dari data yang tersedia dapat ditelusuri perkiraan biaya bahan-bakar pembangkit nuklir per kWh listrik.

Terlepas dari pro-kontra seputar penggunaannya, kontribusi energi nuklir dalam pembangkitan listrik dunia hingga saat ini ternyata cukup besar. Di dunia terdapat 434 unit reaktor beroperasi yang tersebar di 30 negara dengan 370.543 MWe total kapasitas terpasang. Selain itu masih ada 68 reaktor dalam proses konstruksi (sumber: PRIS database IAEA).

Energi nuklir memiliki keunikan ekonomi yakni mahal dalam investasi tapi murah dalam operasi. Hal ini berkebalikan dengan jenis pembangkit fosil. Kekhasan ini memberikan daya tarik lebih bagi investor ketika opsi energi lain menjadi lebih mahal dalam jangka panjang dalam beberapa situasi, misalnya:

·         ketika permintaan energi meningkat tajam seperti di China dan India, atau
·         ketika pengurangan polusi dan gas rumah kaca menjadi visi, atau
·         ketika keamanan pasokan energi menjadi keharusan seperti di Perancis, Jepang (sebelum bencana Fukushima), Korea Selatan, dan AS.

Value chain bisnis pembangkit nuklir meliputi forward distribution dimana listrik dijual ke pihak kedua yakni pengelola jaringan, dan backward distribution dimana pengadaan bahan bakar dilakukan.

Bahan bakar yang dimaksud berbentuk senyawa UO₂ (uranium dioksida). Bahan dasarnya tentu saja uranium alam yang telah diperkaya. Apa yang diperkaya?

Tentu saja kandungan uranium 235 (U-235) nya, yang merupakan material fisil yakni material yang dapat mempertahankan, sustaining, reaksi fisi. 

Sebagai informasi, kandungan uranium alam terdiri dari ~99,3% isotop uranium 238 (U-238), menyisakan hanya ~0,7% (7 per mil) isotop U-235. Untuk reaktor daya dengan pendingin air ringan (LWR – light water reactor), kadar U-235 ini perlu ditingkatkan menjadi 3-4%. LWR adalah tipe reaktor yang paling banyak digunakan di dunia.

Berbeda dengan proses pada umumnya, peningkatan kadar U-235 tidak dilakukan dengan menambahkan U-235 dari tempat lain, namun dengan mengurangi jumlah U-238 yang ada hingga kadar U-235 yang diperlukan. Pada proses pengayaan ini banyak diproduksi depleted tail, atau uranium yang telah miskin/terkuras kandungan U-235 nya.

Untuk membuat bahan bakar reaktor, uranium perlu melalui 4 tahapan proses yakni: 1) penambangan itu sendiri 2) konversi 3) pengayaan dan 4) fabrikasi.

Hasil akhir proses ini adalah senyawa UO₂ diperkaya, yang telah berbentuk pelet dan disusun vertikal dalam selongsong (fuel rod) dan dirangkai bersama menjadi fuel assembly. Fuel assembly inilah yang dimasukkan ke dalam reaktor. UO₂ didalamnya akan dibakar dalam reaksi fisi guna menghasilkan energi untuk menggerakkan generator yang membangkitkan tenaga listrik.

Proses dan gambaran biaya pada setiap proses adalah sebagai berikut ini.
1) Uranium       8,9 kg           U₃O₈ x $130        (US$ 1.160) 
2) Konversi      7,5 kg          UF₆ x $11             (US$ 83) 
3) Pengayaan    7,3 SWU x $120                      (US$ 880) 
4) Fabrikasi per kg UO₂                                               (US$ 240) 
Harga-harga per Juni 2013. (sumber: WNA. Data dapat bervariasi)

Pada setiap tahap terjadi kehilangan massa yang cukup berarti sehingga untuk membuat 1 kg bahan bakar reaktor dibutuhkan lebih dari 1 kg uranium alam. World Nuclear Association (WNA) menyebutkan dibutuhkan 8,9 kg uranium alam untuk setiap kg bahan bakar reaktor.

Uranium ditambang dan diproses menjadi uranium oksida(U₃O₈) yang kemudian diubah menjadi UF₆ (gas) untuk keperluan pengayaan. Untuk setiap 8,9 kg U₃O₈ akan dihasilkan 7,5 kg UF₆. Pada proses pengayaan kadar U-235 akan ditingkatkan menjadi 3 – 4% dengan satuan kerja SWU (separative work unit). Setelah 7,3 SWU akan dihasilkan 1 kg UF₆ diperkaya. Pada proses fabrikasi, UF₆ akan diubah menjadi UO₂ yang akan dibentuk menjadi pelet dan disusun dalam selongsong/fuel rod.

Kumpulan selongsong (sekitar 200 atau lebih) membentuk bundel bahan bakar/fuel assembly. Setiap tipe reaktor memiliki konfigurasi fuel assemblynya sendiri.  Konfigurasi pada AP1000 dari Westinghouse adalah 264 fuel rod per assembly yang disusun dalam matrik 17x17, dengan total fuel assembly 157 (Reactor AP1000 Design Control Document Ch 4).

Rata-rata reaktor PWR 1.000 MW membutuhkan 24 ton bahan bakar dengan biaya bahan bakar sekitar US$ 56,6 juta untuk operasi 1 tahun. Jika faktor kapasitas reaktor adalah 85%, listrik yang dihasilkan adalah 7,446 miliar kWh. Diperoleh biaya bahan bakar per kWh listrik adalah 0,76 sen/kWh (~76 rupiah). Hasil perhitungan ini dapat bervariasi karena periode bahan bakar dapat mencapai 1,5 tahun dan faktor kapasitas dapat mencapai lebih atau bahkan kurang dari 85%.

Sebagai perbandingan berikut adalah data biaya bahan bakar/kWh dari beberapa perusahaan pembangkit di Amerika Serikat yang mengoperasikan pembangkit tenaga nuklir. Perbandingan dengan pembangkit lain yang dikelola perusahaan juga ditampilkan. Data diambil dari Annual Report yang dipublikasi (dalam sen $/kWh).

Alabama Power Company, US    2012       2011       2010       2009
Coal                                   3,30        3,16        3,02        -
Nuclear                              0,80        0,66        0,60       -
Gas                                    3,06        3,92        4,47        -

Georgia Power Company, US     2012       2011       2010       2009
Coal                                 -              4 ,70       4 ,53       4 ,12
Nuclear                            -              0 ,78       0 ,66       0 ,55
Gas                                  -              4 ,92       5 ,75       5 ,30

Duke Energy, US                         2012       2011       2010       2009
Coal                                 -              3 ,17       3 ,04       2 ,88
Nuclear                            -              0 ,55       0 ,52       0 ,48
Gas                                  -              5 ,89       6 ,77       7 ,71

Sekian.

Read More

PENGEBORAN Sumur Geothermal

oleh: Ashadi

Walau pada dasarnya sama namun proses pengeboran konvensional di industri migas (minyak dan gas) tidak begitu saja dapat diaplikasikan untuk pengeboran  sumur geothermal. Dimana perbedaannya dan apa implikasinya?

Proses pengeboran sumur geothermal pada dasarnya serupa dengan proses pengeboran pada sumur minyak/gas, baik ditinjau dari tahapan proses, teknologi/alat-alat, serta ahli pengeborannya (SDM). Alat-alat yang digunakan mulai dari Rig Equipment, Drilling Tools, hingga Casing & accessories sebenarnya dibawa dari industri oil & gas dengan sedikit penyesuaian. Pun demikian dengan SDM di lapangan (crew lapangan), mayoritas berasal dari dunia migas.

Jenis sumur di geothermal berdasarkan fungsinya dapat dibedakan menjadi tiga jenis, yaitu:

1. Sumur produksi
Sumur produksi dapat berupa produksi uap (steam) maupun air panas (brine)
2. Sumur injeksi
Sumur injeksi berfungsi untuk menginjeksikan kembali brine setelah energy (panas) nya di ekstraksi (brine injector) ataupun untuk menginjeksikan air sisa dari proses di power plant yang disebut dengan condensate (condensate injector) ke dalam field gothermal
3. Sumur delineasi (pemantauan)
Sumur delineasi digunakan untuk melakukan pemantauan terhadap suatu area (field) geothermal. Pada sumur ini tidak dilakukan produksi ataupun injeksi

Ada dua tantangan utama dalam pengeboran sumur geothermal sekaligus yang membedakannya dari pengeboran di sumur migas, yaitu dalam hal temperature dan loss circulation.

Loss circulation terjadi karena target dalam suatu sumur geothermal merupakan rekahan-rekahan (fracture) yang terkoneksi ke suatu heat source. Ketika fracture tersebut terlintasi dalam proses pengeboran, kemungkinan besar lumpur pengeboran (mud) akan masuk ke dalam fracture-fracture tersebut alih-alih kembali ke permukaan (loss circulation). Kondisi loss circulation ini secara teknis memberikan beberapa dampak negatif pada proses pengeboran dan perlu ditanggulangi.

Dari sisi temperature, target dari sumur panas bumi merupakan fracture yang memiliki temperatur tinggi, karena temperature inilah yang merupakan energi yang ingin diekstraksi. Semakin tinggi temperatur yang diperoleh maka akan semakin ekonomis suatu sumur geothermal. 

Akan tetapi, ditinjau dari proses pengeborannya akan semakin menantang karena teknologi pengeboran yang dibawa dari industri migas sebenarnya didesain untuk temperatur yang relatif lebih rendah, dan hal ini seringkali menjadi hambatan.

Dengan semakin bertambahnya lapangan-lapangan geothermal akan dikembangkan, kedua tantangan di atas justru merupakan suatu peluang baik bagi ahli pengeboran (engineer) maupun pelaku bisnis.

Akibat teknologi dari dunia migas tidak mampu menghadapai pengeboran pada temperatur yang tinggi, trend sekarang mulai bermunculan teknologi-teknologi yang khusus diciptakan untuk sumur geothermal. Saat ini industry geothermal masih ibarat Blue Ocean karena belum banyak pelaku bisnis yang memiliki spesialisasi di bidang ini. Bagi engineer, semakin dibutuhkan ahli-ahli pengeboran yang memahami seluk beluk pengeboran sumur geothermal, dan sebagai catatan saat ini belum banyak jumlahnya di Indonesia maupun dunia.

Sekian.

Read More