## Analisis Ekonomi Energi
Perencanaan Pembangkit Listrik Tenaga Mikrohidro Meragun (Desa Meragun, Kec. Nanga Taman, Kab. Sekadau)
Ismail 1) , Supriono 2)
(1) Bidang Perencanaan Energi Baru dan Terbarukan  PT. PLN (Persero) Wilayah Kalimantan Barat
(2) PLP Ahli Pertama LAB. Teknik Kendali Fakultas Teknik Universitas Tanjungpura e-mail: achmad.ismail@pln.co.id
Abstract–    Provinsi    Kalimantan    Barat  sanggat  luas dan  banyak  desa-desa  yang  belum  terlistriki.  Sumber energi  yang  digunakan  untuk  membangkitkan  listrik hingga  saat  ini  masih    didominasi    oleh  bahan  bakar fosil. Mikro hidro merupakan sumber energi  terbarukan dan    ramah    lingkungan    yang    memiliki  potensi  untuk menggantikan  bahan  bakar    fosil.  Penelitian  ini  dibuat analisis ekonomi energi perencanaan pembangkit listrik tenaga    mikrohidro  yang  berlokasi  di  Desa  Meragun Kecamatan Nanga Taman Kabupaten Sekadau. Parameter  yang  digunakan  untuk  analisis  ekonomi energi  adalah  Pay  Back  Period    (PBP),  Net  Present Value (NPV) dan Internal Rate of Return  (IRR), dengan metoda  pengelolaan  PLTMH  dikelola  oleh    PT.  PLN (Persero)  Wilayah  Kalimantan  barat  atau    PLTMH dikelola  langsung  oleh  Masyarakat.  Hasil  penelitian menunjukkan  bahwa  debit  air  sungai  Kemoka    mampu membangkitkan    daya  minimal  sebesar  121,5  kW. Energi listrik yang dapat dibangkitkan pertahun sebesar 745.038 kWh. Berdasarkan hasil perhitungan diperoleh biaya  investasi  yang  dibutuhkan  untuk  merealisasikan Pembangkit  Listrik  Tenaga  Mikrohidro  di  Desa Meragun  sebesar Rp. 5.329.094.199,-. HPP sebesar Rp. 834,-/kWh,  Net  Present  Value  (NPV)  PLN  = Rp.837.038.116,-, Net Present Value (NPV) masyarakat =  Rp.  310.803.500,-  Pay  Back  Period  (PBP)  PLN  =  9 tahun 6 bulan, Pay Back Period (PBP) masyarakat = 19 tahun 1 bulan dan Internal Rate of Return (IRR) PLN = 39,65%,  Internal  Rate  of  Return  (IRR)  masyarakat  = 38,85%.  Hal  ini  berarti  Pembangkit    Listrik  Tenaga MikroHidro  Meragun  layak  untuk  direalisasikan  baik oleh PLN atau oleh Masyarakat.
Keywords– Analisis Ekonomi Energi, Pembangkit Listrik Tenaga Mikro Hidro(PLTMH)

## 1. Pendahuluan
Untuk  memenuhi  kebutuhan  listrik  masyarakat Kalimantan  Barat,  Pemerintah  dalam  hal  ini  PT  PLN (Persero)  Wilayah  Kalimantan  Barat  memenuhinya dengan  menggunakan  pembangkit  listrik  tenaga  diesel (PLTD)  dengan  daya  terpasang  363  MW  dan  beban puncak 334 MW (data beban PLN WKB, 2012) dimana sumber  energi  yang  digunakan  berasal  dari  sumber energi  fosil  yang  didominasi  sepenuhnya oleh penggunaan  bahan  bakar  minyak  bumi  yaitu  Solar  dan Merine  Fuel  Oil  (MFO).  Sedangkan  kebutuhan  akan
pemenuhan energi listrik terus meningkat rata-rata 10 % pertahun,  rencana  Pemerintah  dan  PT.  PLN  (Persero) Wilayah  Kalimantan  Barat  dalam  memenuhi  kebutuhan tenaga listrik serta pemerataan pembangunan kelistrikan di provinsi Kalimantan Barat adalah dengan meningkatkan  rasio  elektifikasi  (RE)  sampai  desa-desa terpencil  (isolated)  yang  belum  dapat  dijangkau  oleh jaringan  listrik  PLN.  Sesuai  dengan  sasaran  (RE)  yang akan dicapai dalam program Roadmap Listrik Perdesaan PT  PLN  (Persero)  Wilayah  Kalimantan  Barat  Periode Tahun  2013  s/d  201,  yang  mana  (RE)  tahun  2012 sebesar  63,56%  menjadi,  64,33%  pada  tahun  2013, 66,06%  pada  tahun  2014,  68,65%  pada  tahun  2015, 72,12%  pada  tahun  2016  dan  74,71%  pada  tahun  2017 (Road  Map  Lisdes  Wilayah  Kalimantan  Barat  2013  – 2017 ) .  Hal  ini  mengakibatkan  harga  pokok  penjualan (HPP) listrik sangat mahal, sehingga subsidi Pemerintah dibidang  kelistrikan  sanggat  besar.  Selain  pencapaian RE  sasaran  program  kerja  PT.  PLN  (Persero)  Wilayah Kalimantan  Barat  adalah  menurunkan  HPP  listrik  yang masih  sangat  tinggi  dengan  bauran  energi  baru  dan terbarukan.  Untuk  merealisasikan  penurunan  HPP  dan pencapaian  RE  sampai  ke  perdesaan  adalah  dengan pemanfaatan  potensi  energi  baru  dan  terbarukan  yang ada  di  masing-masing  desa  yang  letaknya  terpencil. Potensi  sumber  energi  baru  dan  terbarukan  di  wilayah Provinsi  Kalimantan  Barat  masih  sangat  berlimpah  dan belum  dikelola  secara  maksimal  antara  lain  sumber energi  air,  angin,  biogas,  biomassa,  gelombang  air  laut. panas bumi, dan surya.
Merupakan  tindak  lanjut  dari  Undang-undang  Republik Indonesia  No.  30  tahun  2009,  tentang  ketenagalistrikan dan peraturan Pemerintah No.3 /2005 tentang perubahan atas  PP  No.  10  /1989  tentang  penyediaan  dan pemanfaatan tenaga listrik, pasal 4 ayat (3) menyebutkan  :  Untuk  penyediaan  tenaga  listrik Pemerintah  dan  Pemerintah  Daerah  menyediakan  dana untuk :
1. Kelompok masyarakat tidak mampu;
2. Pembangunan  sarana  penyediaan  tenaga  listrik  di daerah yang belum berkembang,
3. Pembangunan  listrik  untuk  daerah  terpencil  dan perbatasan.
4. Pembangunan listrik perdesaan.
Potensi  sumber  energi air di Provinsi  Kalimantan Barat cukup besar dan tersebar di seluruh Kabupaten yang ada di  Kalimantan  Barat,  total  energi  yang  bisa  di
bangkitkan  sebesar  819,041  MW  (data  potensi  air ESDM  Kalbar  2011)  .  Sebelum  pembangunan  PLTMH direalisasikan  maka  sangat  perlu  dilakukan  Analisis Ekonomi  Energi  Perencanaan  Pembangkit  Listrik Mikrohidro untuk mendapatkan hasil yang maksimal.

## 2. Klasifikasi Energi
Sumber  daya  alam  secara  umum  dapat  dibagi menjadi  sumber  daya  alam  yang  dapat  diperbarui (renewable resource) dan  sumber daya alam  yang tidak dapat diperbarui (non-renewable resource atau deplectable  resource). Sumber  daya  alam  yang  dapat diperbarui  merupakan  sumber  daya  alam  yang  dapat terus  menerus  tersedia  sebagai  input  produksi  dengan batas  waktu  tak  terhingga.  Air,  hutan,  panas  matahari, dan sebagainya termasuk dalam sumber daya alam yang dapat  diperbarui.  Sedangkan  sumber  daya  alam  yang tidak  dapat  diperbarui  adalah  sumber  daya  alam  yang persediaannya  sebagai  input  produksi  sangat  terbatas dalam  jangka  waktu  tertentu.  Yang  termasuk  di  sini adalah  minyak  bumi,  gas  bumi,  batu  bara,  dan sebagainya.  Sumber  energi  dilihat  dari  segi  pemakaian. terdiri  atas  energi  primer  dan  energi  sekunder.  Energi primer  adalah  energi  yang  diberikan  oleh  alam  dan belum  mengalami  proses  pengolahan  lebih  lanjut. Sementara  energi  sekunder  adalah  energi  primer  yang telah menjalani proses lebih lanjut.
2.1.  Potensi  Energi  Baru  dan  Terbarukan  (air)  di Kalimantan Barat.
Sumber energi listrik masih didominasi  bahan  bakar konvensional (BBM), dan saat ini ketersediaannya sudah sangat terbatas. Sementara masih banyak sumber potensi energi  baru  dan  terbarukan  diantaranya  seperti  energi air,  energi  surya,  energi  angin,  batubara,  gambut  dan uranium,  belum  dimanfaatkan  secara  optimal.  Potensi energi  baru  dan  terbarukan  di  Kalimantan  Barat  yang sementara  ini  telah  dikembangkan  adalah  :  Air (Pembangkit  Listrik  Tenaga  Sekala  Kecil)  ,  Surya (Pembangkit  Listrik  Tenaga  Surya),    Angin  (Sistem Konversi  Energi  Angin).  Sedangkan  batubara,  gambut dan uranium masih dalam tahap pengembangan. Topografi  wilayah  Kalimantan  Barat  yang  terdiri  dari dataran  rendah,  dataran  tinggi,  pegunungan  berbukit dengan banyak sumber air yang melimpah dan memiliki potensi  sumber  daya  air  yang  sangat  besar  untuk dikembangkan  sebagai  pembangkit  listrik.  Berdasarkan data  dari  Dinas  Pertambangan  dan  Energi  Propinsi Kalimatan  Barat  potensi  tersebar  di  10  Kabupaten dengan kapasitas energi 819,041 MW.
2.2.  Pengembangan  Energi  Baru  dan  Terbarukan  PT PLN (Persero) Wilayah Kalimantan Barat.
Kelistrikan  PT  PLN  (Persero)  Wilayah  Kalimantan Barat  yang  memiliki  wilayah  yang  sanggat  luas  dengan sumber  daya  alam  yang  melimpah  seperti  hutan,  bahan tambang,  perkebunan,  air,  gambut  dan  lain-lain,  namun semua pembangkitannya mengunakan sumber daya fosil yaitu  BBM  solar  dan  marine  fiul  oil  (MFO).  Sehingga
harga  pokok  produksi  (HPP)  listrik  sanggat  mahal, khusus HPP sistem kelistrikan Kabupaten Sekadau.
2.3.  Perhitungan  Potensi  Energi  Air  Untuk  Pcmbangkit Tenaga Listrik
Sebelum  pengambilan  keputusan  pembangunan PLTMH    sanggat  dipertimbangkan  solusi  penting dengan  memperkirakan      ketersediaan      tenaga      dari debit  sungainya  dan  tinggi  energi  yang  terisolasi  di lokasi  untuk  menghasilkan  tenaga  potensial  yang berguna.  Proses  perjalanan  air  menjadi  tenaga  listrik dapat dilihat pada gambar 1.
Tenaga  potensial  teoritis  suatu  aliran  yang  mempunyai tinggi  sebesar  H  ( m )  dan  kapasitas  debit  sebesar  Q (  m 3 /detik)  maka  daya  (  P net )  secara  teoritis  dihitung dengan  persamaan  ( Adam  Harvey  Micro-hydro  Design Manual 2000) :
(m) air jatuh Tinggi H /detik) (m sungai Debit Q m/s 9,8 nilai dengan gravitasi Percepatan g : dimana (2.1) ) ( x x 3 2     kW Hx Q g P net 
η = efisiensi keseluruhan. dimana : η = η konstruksi sipil x η penstock x η turbin x η generator x η sistem kontrol x η jaringan x η trafo biasanya :
η konstruksi sipil
:   0.95~1.0 (panjang saluran x (0.002~0.005) / H gross η penstock :  0.90~0.95 (tergantung pada panjangnya) η turbin :  0.70~0.85 (tergantung pada tipe turbin) η generator :   0.80~0.95 (terganung pada kapasitas generator) ηsistem control :   0.97 ηjaringan :   0.90~0.98 (tergantung pada panjang jaringan) ηtrafo :   0.98
Gambar 1. Skema Perjalanan Air pada PLTMH (Maher dan
Smith, 2001)
Gambar 2. Skema efisiensi PLTMH.
Produksi  energi  per  tahun  dapat  dihasilkan  dari perhitungan  hasil  perkalian  jumlah  daya  dibangkitkan (kW)  dengan  waktu  yang  diperlukan  (t)  selama  satu tahun  (8760  jam)  dengan    factor  daya  PF.  Secara  teori dapat  dipergunakan  persamaan  ( Adam  Harvey  Micro- hydro Design Manual 2000) : Energi/tahun = Pnet x 8760 x PF (kWh)              (2.2) Harga  pokok  produksi  adalah  besarnya  biaya  yang dikeluarkan untuk meproduksi energi dari pengoperasian suatu  sistem  pembangkit,  hal  ini  di  perlukan  untuk mengetahui apakah produksi listriknya lebih  murah atau lebih  mahal.  Harga  pokok  produksi  per  kWh  dapat dihasilkan    dengan  menghitung  semua  biaya  modal (Cannual)  per  tahun,  biaya  operasi  dan  pemeliharaan (O+M)  per  tahun  suatu  pembangkit  dibagi  dengan produksi energi per tahun (8760 jam) kWh. Secara teori dapat dihitung dengan persamaan ( Adam Harvey Micro- hydro Design Manual 2000):
HPP per kWh = Cannual/th + (O + M)/th
P x 8760 x PF x 1 tahun (2.3)
2.4. Biaya Investasi
Setiap pembangunan sistem pembangkit selalu memperhitungkan  biaya  investasi,  sehingga  diperlukan data  –  data  yang  akurat  tentang  berbagai  komponen PLTHM.  Biaya  investasi  dapat  dikelompokan  atas beberapa komponen. Untuk mempermudah perhitunganya  di  kelompokan  menjadi  dua  komponen yaitu biaya modal dan biaya tahunan (Kodati J,R 1996) ; a) Biaya Modal
Biaya modal adalah semua pengeluaran yang dibutuhkan  selama  proyek  berlangsung  mulai  dari  pra survey  sampai  proyek  selesai  di  bangun  yang  termasuk didalam biaya modal adalah :
1. Biaya pekerjaan survey.
2. Biaya pekerjaan sipil.
3. Biaya pekerjaan mekanikal dan elektrikal.
4. Biaya pekerjaan jaringan distribusi.
5. Biaya tidak langsung (biaya tak terduga), prosentasenya  dapat  diestimasikan  antara  5  %  sampai dengan 15 % (Kodati J,R 1996).
b) Biaya tahunan
Biaya tahunan adalah biaya yang harus ditanggung  oleh proyek  selama  umur  proyek  ,  yang  termasuk  biaya tahunan adalah :
1. Bunga
2. Biaya penyusutan
3. Biaya operasi dan pemeliharaan.
Payback  period dapat  diartikan  dengan  lamanya waktu  yang  dibutuhkan  untuk  mengembalikan  biaya investasi.  Semakin  pendek payback  period dari  periode yang  disyaratkan  perusahaan,  maka  proyek  investasi tersebut  dapat  diterima.  Dari  definisi  tersebut,  maka payback period dapat dicari dengan dua cara: a. Apabila cash  flow dari  proyek investasi sama  setiap tahun :
Payback periode = cashflow
esmant initialinv x 1  tahun        (2.4)
dimana initial investmen adalah modal awal dari sebuah proyek  dan cash  flow adalah  penerimaan  dana  dari
investasi.  Payback  periode  tidak  boleh  melebihi  jangka waktu yang disyaratkan.
b.  Apabila cash flow dari proyek investasi berbeda setiap tahun :
Payback periode = n+ b c b a   x 1  tahun                            (2.5)
dimana :
n  =  tahun  terakhir  dimana  cash  flow  masih  belum  bisa menutupi initial investment.
a  =  jumlah initial investment
b  =  jumlah cumulative cash flow pada tahun ke-n c  =  jumlah cumulative cash flow pada tahun ke- n +1 Menghitung NPV dilakukan dengan cara menghitung cash  flow tiap  tahun  yakni  dengan membandingkan  antara  pengeluaran  dengan  pemasukan pada  tiap-tiap  tahun,  lalu  menghitung discount  factor maka  akan  didapat discount  cash  flow dengan mengalikan cash  flow dan discount  factor seperti  pada persamaan 2.6 di bawah ini :
  ) 6 . 2 ( ..
1 ) (     n n n n r C B NPV
dimana : Bn = arus kas masuk (pendapatan) periode n Cn = arus kas keluar(biaya) pada periode n r  = tingkat diskon (discount rate) n =  Periode  yang  terakhir  di  mana  cash  flow diharapkan.
Berikut ditunjukkan arti dari perhitungan NPV terhadap keputusan investasi yang akan dilakukan :
a. NPV > 0, maka investasi yang dilakukan memberikan manfaat bagi perusahaan. Proyek bisa dijalankan. b.  NPV  <  0  maka  investasi  yang  dilakukan  tidak memberikan manfaat bagi perusahaan. Proyek ditolak c.  NPV  =  0,  maka  investasi  yang  dilakukan  tidak mengakibatkan preusahaan untung atau rugi.
Proyek layak diterima apabila IRR lebih besar dari suku bunga  di  bank  atau  tingkat  pengembalian  untuk  suatu proyek  investasi (minimum  attractive  rate  of  return  - MARR) .  Jika  tidak,  maka  lebih  ekonomis  menyimpan uang  di  bank  IRR  dasarnya  harus  dicari  dengan  cara coba-coba (trial and error) . IRR dapat cari dengan persamaan berikut:
IRR = I r + NPVt NPVr NPVr  x (I t - I r )                          (2.7)
dimana : I r = Bunga rendah I t  = Bunga tinggi NPV r = NPV bunga rendah NPV t = NPV bunga tinggi
3. 3. Perencanaan PLTMH Desa Meragun
3.1. Data Geografis
Letak  geografis  Desa  Meragun  Kecamatan  Nanga Taman  Kabupaten  Sekadau  berada  pada  S  :  00°  17' 01.7" dan E : 110°52' 59.2", dengan batas-batas wilayah sebagai berikut :
Sebelah Utara : Kec. Sekadau Hulu Kab. Sekadau Sebelah Timur  :  Kec. Sepauk Kab. Sintang Sebelah Selatan  : Kec. Nanga Mahap Kab. Sekadau
Sebelah Barat  :  Kec.  Meliau  dan  Kec.  Kapuas  Kab.

## Sanggau.
Gambar 3.  Peta letak geografis Ds. Meragun Kec. Nanga Taman Kab. Sekadau
3.4. Metoda Desain
Berdasarkan  data  teknik  yang  telah  diperoleh  dari hasil  survei  lapangan,  dilakukan  perhitungan  desain dengan Metoda sebagai berikut:
a. Penentuan  kapasitas  terbangkit  PLTMH  dilakukan melalui  optimalisasi  antara  potensi  hidrolika  yang tersedia  di  Riam  Meragun  disesuaikan  dengan perkiraan  kebutuhan  listrik  untuk  melistriki  rumah  di Desa  Meragun    beberapa  desa  disekitarnya  yang terjangkau oleh jaringan distribusi PLTMH Meragun.
b. Perhitungan  desain  dilakukan  dengan  mengacu kepada:  referensi  standard  minihydro  (DAFTAR PUSTAKA)  dan  desain  sistem  minihydro  yang  telah dibangun dan  beroperasi dengan baik sampai saat ini, disesuaikan dengan kondisi riil PLTMH Meragun.
c. Penentuan tinggi jatuh air dilakukan pada track Riam Kemoka  yang  paling  optimal  dengan  pertimbangan: kestabilan  tanah  di  sepanjang  sisi  sungai  yang  akan digunakan  sebagai  lintasan head  race dan penstock serta kemudahan teknik pemasangan penstock . Teknik memperpendek lintasan penstock dengan mengalirkan air  dari intake terlebih  dahulu  ke  saluran  pembawa ( head  race )  sepanjang  jalur  rencana  sampai  ke  ujung pipa penstock .  Penentuan  tinggi  jatuh  air  efektif  ( net head )  untuk  perhitungan  desain  dilakukan  dengan memperhitungkan head  losses baik friction  losses maupun turbulance losses dengan mempertimbangkan ukuran  diameter  dan  ukuran penstock yang  paling optimal.
 Tinggi jatuh air terukur / geodetic head (gross head) = 26,1 meter
 Tinggi jatuh air efektif  = 24 meter
d. Penentuan debit desain dilakukan dengan optimalisasi antara  debit  yang  terukur  pada  saat  dilakukan  survei disesuaikan  dengan  kebutuhan  debit  desain  ideal dengan  mempertimbangkan  perkiraan  debit  pada musim puncak kemarau. Disamping itu Estimasi debit tahunan  dengan  Metoda  ADF (Annual Average  Daily Flow  /  Area-Rainfall  Method) dipergunakan  untuk mendukung  perhitungan  yang  dilakukan.  Data  Curah Hujan yang ada dan perhitungan daerah tangkapan air dijadikan  sebagai  dasar  perhitungan.  Perhitungan dilakukan  dengan  bantuan  program  NREL  HOMER Versi  2-81  yang  dapat  diakses  melalui  website: www.homerenergy.com .
 debit desain = 700 liter/detik
 Efisiensi Turbin = 0,81
 Efisiensi transmisi mekanik = 0,98
 Efisiensi Generator = 0,93
d. Sistem  jaringan  distribusi  untuk  menyalurkan  listrik dari  rumah  pembangkit  ke  konsumen  dipilih  sistem Jaringan  Tegangan  Menengah  20  kV  dengan pertimbangan :
 Sistem jaringan tegangan menengah 20 kV digunakan karena  PLTMH  Meragun  selain  memiliki  daya  yang cukup  besar,  jarak  antara  power  house  dengan konsumen  terlalu  jauh  dimana  letak  power  house berada di tengah hutan lindung.
 Dengan  sistem  jaringan  menengah,  rugi-rugi  daya ( power losses ) yang terjadi sebesar 0,4%.
 Dengan  sistem  tegangan  menengah,  jatuh  tegangan ( voltage drop ) yang terjadi hanya berkisar 0,2%.
3.2. Kriteria Desain
Dalam melakukan perhitungan desain dan pemilihan peralatan  yang  sesuai  untuk  PLTMH    Meragun  ini dilakukan berdasarkan kriteria sebagai berikut :
a. PLTMH  Meragun  merupakan  minihidro dengan konsep run  off river .  Dengan  konsep run  off river ini  maka penggunaan  air  untuk  keperluan  pembangkit  tidak mengganggu  aliran  maupun  fungsi  sungai.  Aliran  air sekedar  disadap  untuk  menggerakkan  turbin  dan dikembalikan  lagi  ke  aliran  Riam  Kemoka.  Fungsi bendung dan intake hanyalah untuk mengarahkan aliran air ke bak penenang, bukan untuk menampung air. b. Bangunan  sipil  didesain  sesuai  dengan  standard perencanaan bangunan  untuk minihydro  dengan mempertimbangkan: Unsur  kekuatan  bangunan, sedapat mungkin menggunakan material setempat kecuali semen dan  besi,  konstruksi  dapat  dikerjakan  secara  semi manual dan memerlukan alat berat (buldozer, excavator).    Material  penstock  adalah rooled  welded pipe dengan  panjang  segmen  minimal  adalah  120  cm dan  maksimal  240  cm,  sesuai  dengan  ketersediaan  di pasaran.  Penyambungan  penstock  dilakukan  dengan metoda  las  listrik  di  lokasi.  Penentuan  jenis  turbin mengacu kepada standard perencanaan minihydro sesuai dengan debit disain dan net head dengan referensi turbin cross-flow  buatan  Osberger  –  Jerman  (diakui  sebagai turbin cross-flow terbaik di dunia) dan turbin cross-flow T-15  D500  buatan  Indonesia.  Spesifikasi  turbin  yang dijadikan kriteria utama dalam disain adalah :
 Turbin  harus  dilengkapi  dengan dismantling  joint pada titik pemasangan antara  adaptor  dengan  butterfly  valve, untuk  memudahkan  pemasangan  maupun  perawatan butterfly  valve  dan  turbin.  Dismantling  joint  berfungsi untuk  mempertahankan  posisi  kelurusan  (alignment) turbin dengan flexible coupling.
 Efisiensi turbin pada best operating point (net head = 24 meter,  debit  =  700  liter/detik)  dapat  digaransi    minimal mencapai 0,8.
 Efisiensi  turbin  pada part  flow  conditions (debit  698 liter/detik)  harus  dapat  digaransi  minimal  dapat mencapai 0,75.
 Material  untuk  runner  dan  guide  vane  turbin  harus terbuat  dari  bahan  berkualitas  tinggi.  Material  untuk
runner  dari  bahan  mild  steel  seamless  pipe  SCH-40 dengan grade material A-380. Material untuk runner dari bahan  plat  esser  ditekuk  sama  sekali  dilarang  untuk digunakan.
Penentuan jenis transmisi mekanik dan flexible coupling mengacu  kepada  standard  perencanaan  mikrohidro sesuai  dengan  daya  yang  hendak  ditransmisikan  dari turbin  ke  generator.  Pertimbangan  dan  spesifikasi flexible  coupling  yang  dijadikan  kriteria  utama  dalam desain adalah:
 Barang  mudah  didapatkan  dipasaran,  ketersediaan barang di pasaran dari importir dapat dijamin.
 Suku  cadang  (karet  flexible)  mudah  didapatkan  di pasaran dan cara penggantiannya mudah dilakukan.
 Flexible  coupling  tipe  FCL  ini  bebas  perawatan.
Material untuk runner dari bahan plat esser ditekuk sama sekali dilarang untuk digunakan
 Besarnya  kapasitas  flexible  coupling  ini  ditentukan dengan  memperhitungkan  Safety/Load/Service  Factor (SF) minimal = 2,50.
Penentuan  jenis  generator  sinkron  mengacu  kepada standard  perencanaan  mikrohidro  sesuai  dengan  rage daya  yang  tersedia  di  pasaran.  Pertimbangan  dan spesifikasi  generator  yang    dijadikan  kriteria  utama dalam desain adalah:
 Barang  mudah  didapatkan  di  pasaran,  ketersediaan barang di pasaran dari importir dapat dijamin.
 Suku  cadang  (AVR  dan  bearing  khususnya)  mudah didapatkan  di  pasaran  dan  cara  penggantiannya  mudah dilakukan.
 Garansi  efisiensi  pada  full  load  minimum  =  0,93, pada part load minimum 0,93.
 Rating  power  =  165  kVA,  132  kW  (continous rating), pada Cos Phi 0,8 dapat dilihit pada Lampiran 11.  Rating  Voltage  &  Connection  =  380  –  440  Volt (Adjustable),
Three Phase Series STAR CONNECTION.
 Speed & frequency = 1500 RPM, 50 Hz.
 Insulation class & Enclosure = Class H, IP 23
 Rotor  ditopang  oleh  konstruksi  double  bearing, konstruksi single bearing sama sekali tidak direkomendasikan  Merk  yang  direkomendasikan  adalah  :  MARELLI MJB 250 MA..
Penentuan  jenis  controller  mengacu  kepada  standard perencanaan  mikrohidro  sesuai  dengan  rage  daya  yang tersedia  di  pasaran.  Pertimbangan  dan  spesifikasi controller  yang  dijadikan  kriteria  utama  dalam  desain adalah :
 Pemasangan  dan  perawatan  mudah  dilakukan. Plug and  Play sistem,  tidak  memerlukan  banyak  setting  di lapangan pada saat kommissioning
 Type  Digital  dengan  Two  Step  Ballast  Load  untuk mengurangi distorsi gelombang dan harmonics.
 Type  ballast  load  yang  direncanakan  adalah: Baker Unfinned Tubular Air Heater,  6 x 4 x (3 kW +  4 kW), Three Phase STAR CONNECTION, 50 Hz.
3.3 Bendungan Struktur  :  Pasangan  batu  diperkuat  dengan  beton bertulang Lebar = 13,7 meter Kedalaman rata-rata = 2,25 meter
Pintu penguras  bendung  tipe STD 1000  Ulir 1  + 2 gigi, lebar  =  1000  mm,  tinggi  =  1250  mm  (daun  pintu  saja, tidak termasuk rangka)

## Gambar  4. Tampak Atas Bendung dan Intake
3.4 Intake
Struktur : Pasangan batu dan beton bertulang Lebar = 100 cm Kedalaman = 145 cm Pintu intake tipe STD 1000 Ulir 1 + 2 gigi, lebar = 1000 mm,  tinggi  =  850  mm  (daun  pintu  saja,  tidak  termasuk rangka)
Saringan kasar, ukuran 1800 mm x 200 mm.
3.5 Saluran Pembawa
Saluran  pembawa  dimaksudkan  untuk  mengalirkan air  dari  intake  ke  bak  penenang.  Pada  dasarnya  saluran pembawa  ini  hanyalah  merupakan  struktur  transisi  dari intake  ke  bak  pengendap.  Dimensi  saluran  adalah sebagai berikut :
Struktur =  pasangan batu panjang total = 108 meter total slope = 0.7% penampang melintang = persegi empat ukuran penampang melintang , lebar = 100 cm, tinggi = 100 cm
3.6 Bak Penenang (Forebay)
Bak  penenang  dimaksudkan  untuk  mengurangi kecepatan  aliran  air  dari  saluran  pembawa,  sebelum aliran  air  masuk  ke  penstock.  Bak  penenang  dilengkapi trash rack untuk menghalangi benda-benda keras dengan diameter  lebih  dari  8  mm  masuk  ke  dalam  turbin, penguras  PVC  yang  dilengkapi  dengan  gate  valve  10” untuk  membuang  sedimen  yang  terkumpul.  Bak penenang  juga  dilengkapi  dengan  pelimpah  untuk membuang air ke arah sungai pada saat terjadi kelebihan air  yang  masuk  ke  dalam  bak  penenang  atau  pada  saat turbin ditutup.
Struktur  :  Pasangan  batu  diplester  diperkuat  dengan beton bertulang Panjang total = 13 meter
 Ukuran  penampang  melintang,  lebar  =  260  cm, tinggi = 325 cm
 Penguras : pipa PVC 10” dan gate valve 10”
 Saringan halus (trash rack) , ukuran : lebar = 500 cm, tinggi = 150 cm, jarak antar besi strip 25 mm, 5 set.

## Gambar 5. Tampak Atas
3.7 Penstock
Penstock  dimaksudkan  untuk  mengalirakan  air  dari bak  penenang  ke  turbin  seoptimal  mungkin  dengan kehilangan  daya  sesedikit  mungkin.  Penstock  dikunci dengan  thrust  block  beton  K  –  175  pada  kedua ujungnya,  yaitu pada bak penenang  dan sebelum  masuk ke  rumah  pembangkit  dan  pada  lintasan  yang  berbelok. Dudukan  penstock (sliding  block) pada  lintasan  yang lurus  adalah  pasangan  batu  diplester.  Pada  bak penenang,  penstock  dilengkapi  dengan  pipa  nafas (air vent) yang dimaksudkan untuk  mengurangi  vortex  pada bak  penenang  dan  menghindari  kemasukan  udara  pada penstock.  Penstock  dilengkapi  pula  dengan  expansion joint  untuk  mengurangi  gaya  tekan  penstock  pada struktur  akibat  pemuaian  dan  penyusutan  penstock karena  perubahan  temperatur.  Antara  turbin  dan penstock dipasang butterfly valve, agar aliran air ke arah turbin  dapat  ditutup  rapat  apabila  diperlukan  perawatan turbin.
 Material : rolled welded pipe
 Panjang total : 295,198 meter
 Ukuran  penampang  melintang : diameter luar  = 774 mm, diameter dalam = 760 mm, tebal = 5 mm  Total head losses (friction + turbulence) 1,312 meter, perhitungan  selengkapnya  mengenai  head  losses  pada penstock dapat dilihat pada Lampiran 10.
 Faktor  keselamatan  ( safety  factor )  penstock  =  3,33. Perhitungan  selengkapnya  mengenai  faktor  keselamatan pada penstock dapat dilihat pada Lampiran 10.
 Metoda penyambungan : las listrik di lokasi

## Gambar  6. Potongan memanjang Penstock
3.8 Rumah Pembangkit
Rumah  pembangkit  terletak  setelah  ujung  dari penstock.  Pada  rumah  pembangkit  terdapat  pondasi turbin  generator  dan  tempat  untuk  menempatkan  panel kontrol.
 Dimensi utama : 5 meter x 6 meter
 Struktur dinding : dinding cor dan psangan batu bata
 Struktur  pondasi  turbin  dan  generator  :  beton bertulang K-225
 Struktur  atap  :  atap  seng  gelombang  dengan  rangka atap kayu
Gambar  7.  Denah Rumah Pembangkit
Gambar  8. Potonngan Melintang Rumah Pembangkit
3.4.1. 3.9 Saluran pembuang (Tail Race)
Saluran  pembuang  dimaksudkan  untuk  mengalirkan air dari turbin kembali ke aliran sungai semula.
 Struktur  :  pasangan  batu,  bagian  atas  ditutup  dengan beton bertulang  Dimensi utama : lebar  = 112 cm, tinggi = 150 cm  Panjang = 7 meter
3.4.2. 3 10.Tallud Pengaman Tallud  dimaksudkan  untuk  melindungi  rumah pembangkit  dari  kikisan  aliran  sungai  khususnya  pada kondisi banjir.
 Dimensi utama : tinggi = 320 cm, lebar = 12 meter
 Struktur pasangan batu bagian luar dan atas diplester.
3.4.3. 3.11 Turbin
Turbin  sebagai  tulang  punggung  dari  minihydro berfungsi  untuk  mengkonversikan  energi  potensial  air menjadi  energi  mekanik  secara  efisien.  Turbin  cross- flow dipilih karena keandalan dalam pengoperasian serta perawatannya  yang  lebih  mudah  dibanding  turbin  type lainnya. dengan spesifikasi utama sebagai berikut :
 Type  : Cross-Flow Turbine, T-15 D500 atau yang setara
 Diameter runner = 500 mm
 Inlet width runner = 380 mm
 Disain net head = 24 meter
 Disain debit = 700 liter/detik
 Torsi = 3,38 kNm pada speed = 372 RPM
 Shaft power = 132 kW, garansi efisiensi = 80%
Material untuk  body turbine = constructional steel Mild Steel SS-41 or equivalent Material runner = Mild Steel SS-41 or equivalent Material guide vane = Mild Steel SS-41 or equivalent Material bearing housing = fero casting ductile FCD-50 Mekanisme operasional guide vane : manual digerakkan dengan steer wheel Runner  bearing  :  Spherical  roller  bearing  FAG  22218 EK, adapter sleeves SKF H 318
Koneksi  turbin  ke  penstock  –  valve  :  menggunakan adaptor-dismantling joint DN = 24” type sliding dengan graphite seal.
Pada  adaptor  dilengkapi  dengan  pressure  gauge (manometer) ukuran 3 – 4 bar atau 3 – 4 kg/cm 2 sebagai indikator tekanan air.
Gambar  9. Tipikal Turbin T-15 D 500
3.12 Transmisi Mekanik
Transmisi  mekanik  berfungsi  untuk  menyalurkan daya mekanik pada poros turbin ke poros generator. type :  flat belt pulley dengan kombinasi plummer block- flexible coupling pada pulley generator flat  belt:  Siegling  Extremultus  85  ex  Germany  or Equivalent, size 170 x 7436  mm type  =  GT 28,  garansi efficiency = 98%, max. Static shaft load = 11,852 kN pulley turbin: Mild Steel, diameter = 1200 mm pulley generator: Mild Steel, diameter = 300 mm flexible  coupling  generator:  NBK  FCL  –  220,  safety factor = 2.5, max.torsi 220 kg.m plummer  block generator & turbin : SKF  Series  dengan bearing SKF yang dilengkapi dengan adaptor sleeve. pada base frame generator dilengkapi dengan sliding rail untuk penyetelan belt (tensioning adjuster).
Gambar  10. Transmisi mekanik Penstock – Turbin – Flat belt - Generator 3.13 Generator Generator  berfungsi  untuk  mengkonversikan  daya mekanik  pada  poros  turbin  yang  disalurkan  ke  poros generator  menjadi  daya  listrik.  Jenis  generator  yang direkomendasikan  adalah  generator  sinkron  tanpa  sikat karbon (brushless  synchronous  generator) yang dilengkapi dengan AVR (Automatic Voltage Regulator) untuk  pengaturan  tegangan.  Generator  jenis  ini  praktis bebas  dari  perawatan  dibandingkan  dengan  generator yang  menggunakan  sikat  karbon.  Generator  yang
menggunakan  sikat  karbon  memerlukan  penggantian secara  berkala  pada  sikat  karbonnya,  dimana  apabila operator ceroboh dan lupa mengganti sikat karbon dapat menyebabkan  kerusakan  yang  fatal  pada  generator. Disamping  bebas  perawatan,  generator  sinkron  tanpa sikat  ini  mempunyai  kemampuan  pengaturan  tegangan yang handal khususnya apabila dipakai untuk menggerakkan  motor-motor listrik, yang  mana  biasanya sulit  dipenuhi  apabila  menggunakan  generator  dengan sikat  karbon.  Spesifikasi  utama  dari  generator  sinkron untuk PLTMH Meragun adalah sebagai berikut:
Type  : Brushless synchronous generator Konstruksi poros horisontal
Konstruksi bearing : type double bearing Merk yang direkomendasikan : Stamford HCI 4 F, Mecc Alte, Marelli dan Marathon Rating daya : 165 kVA, 132 kW. Rating operational : continous duty Insulasi class H Enclosure Class, minimum IP 22 Garansi efisiensi pada beban nominal, minimum = 0.93

## Gambar  11.  Tipikal Generator sinkron type HCI – 4F
Adapun  spesifikasi  utama  dari  ELC  adalah  sebagai berikut:
Type  : Electronic Load Controller digital type with two step  ballast  load.  Rating  Power,  Maximum  :  132  kW, 165 kVA at 0.8 cos phi.
Metoda  pengontrolan  :  pengaturan  secara  otomatis untuk  mengantisipasi  perubahan  beban  melalui  ballast load  untuk  mempertahankan  kestabilan  frekuensi, pengaturan  arus  ke  ballast  load  dilakukan  melalui thyristor.    Standar  sistem  proteksi    :  proteksi  beban lebih,  proteksi  arus  hubung  singkat,  dan  proteksi tegangan  surja.  Ballast  load  :  Baker  Unfinned  Tubular Air Heater,  6 x 4 x (3 kW + 4 kW), Three Phase STAR CONNECTION, 50 Hz.
Gambar  12 . Tipikal Single Line Diagram sistem kontrol ELC

## 4. Analisis Kapasitas Daya PLTMH
Besarnya  kapasitas  daya  yang  tersedia  di  lokasi Riam  Kemoka  dengan  data  hasil  penelitian  sebagai berikut :
1. debit desain = 700 liter/detik (Q)
2. Efisiensi Turbin = 0,81
3. Efisiensi transmisi mekanik = 0,98
4. Efisiensi Generator = 0,93
5. Tinggi jatuh air efektif  = 24 meter (h)
Dengan mengunakan persamaan (2.1) didapatkan daya : P net = g x Q x h x η (kW)
= 9,8 x 0,700x 24 x (0,81 x 0,98 x 0,93) (kW) = 121,5 kW
4.1.  Produksi Energi per tahun (kWh)
Total  energi  yang  dibangkitkan  selama  operasi  satu tahun  PLTMH  meragun  dapat  di  hitung  mengunakan persamaan  (2.2)  dengan  memisalkan  factor  daya  (PF) sebesar  70  %  dari  daya  terpasang  dihasilkan  energi  per tahun sebagai berikut :
Energi / tahun = P net x 8760 x PF (kWh)
= 121,5 x 8760 x 0,70 (kWh) = 745.038 kWh
4.2 Analisis Harga Pokok Produksi (HPP) per kWh Harga pokok produksi per kWh PLTMH Meragun dapat dihitung dengan persamaan (2.3), dimana : 1. Biaya modal  =  Rp.  5.329.094.199,-/  10  tahun (Cannual) 2. Biaya operasi dan pemeliharaan =  Rp.  88.533.333,- (O+M)
3. Energi per tahun  =  745,038  kWh    (Pnet  x  8760  x PF) Sehingga  HPP nya adalah :
HPP per kWh = Cannual/th + (O + M) Pnett x 8760 x PF HPP per kWh = Rp. 532.909.419 + Rp. 88.533.333 745.038
= Rp. 834,-/kWh
4.3 Analisis  Biaya Langsung
Biaya  langsung  adalah  biaya  yang  langsung digunakan  untuk  pembangunan  PLTMH  Meragun  yang meliputi biaya  pekerjaan sipil, mekanikal dan  elektrikal serta  pekerjaan  jaringan  distribusi.  Hasil  Analisis  biaya langsung  pada  pembangunan  PLTMH  Meragun  adalah sebesar Rp. 5.329.094.199,- (Lima milyar tiga ratus dua puluh Sembilan  juta Sembilan  puluh empat ribu seratus Sembilan  puluh  Sembilan  rupiah).  Biaya  Langsung  ini terdiri dari :
1. Biaya Pekerjaan Sipil sebesar 45 %.
2. Biaya Pekerjaan Mekanikal – Elektrikal sebesar 19 % 3. Biaya Pekerjaan Jaringan Distribusi sebesar 35 %
4.4 Biaya Tahunan (Operasi dan Pemeliharaan) Dalam  menganalisis  biaya  tahunan  operasi  dan pemeliharaan PLTMH Meragun penulis memilih asumsi bunga  bank  pertahun  12  %,  umur  pembangkit  10  tahun dan  biaya  penyusutan  selama  10  tahun  adalah  tetap. Hasil  Analisis  biaya  tahunan  PLTMH  Meragun  adalah sebesar  Rp.  88.533.333,-  (delapan  puluh  delapan  juta lima  ratus  tiga  puluh  tiga  ribu  tiga  ratus  tiga  puluh  tiga rupiah). Biaya Operasi dan Pemeliharaan tahunan terdiri dari :
1. Biaya Sumberdaya Manusia sebesar 80 %
2. Biaya Material berkala sebesar 20 %
3. Payback period oleh PLN = cashflow esmant initialinv x 1 tahun = 000 . 928 . 557 199 . 094 . 329 . 5 tahun = 9 tahun 6 bulan
4. Payback period oleh Masyarakat= cashflow esmant initialinv x1 tahun
= 000 . 000 . 279 199 . 094 . 329 . 5 tahun

## = 19 tahun 1 bulan
Hasil  Analisis  NPV  didapat  sehingga  pada  tingkat suku bunga sebesar 12 % diperoleh NPV sebagai berikut : NPV PLTMH dikelola PLN  sebesar Rp. 837.038.116, karena  nilainya  positip  maka  secara  ekonomi  investasi Layak  dan  menguntungkan.  NPV  PLTMH  dikelola masyarakat  sebesar  Rp.  310.803.500  ,  karena  nilainya positip  maka  secara  ekonomi  investasi  layak  dan menguntungkan.
Internal  rate  of  return  (IRR)  adalah  tingkat  diskon yang  akan  menghasilkan NPV  = 0, dalam  Analisis  IRR di  asumsikan  tingkat  suku  bunga  rendah  sebesar  12  % dan suku bunga tinggi sebesar 15 %dengan mengunakan persamaan (2.7)
PLTMH dikelola PLN tingkat IRR = 39,65 % , kegiatan investasi layak dan menguntungkan.
1. PLTMH  dikelola  masyarakat  tingkat  IRR  =  35,85  %  , kegiatan investasi layak dan menguntungkan.
Model pengelolaan PLTMH Meragun oleh masyarakat  adalah  pembangunan  PLTMH  dilakukan oleh  pemerintah  atau  pemerintah  daerah  dengan mengunakan biaya APBN/APBD sedangkan pengoperasianya  dilakukan  secara  swadaya  oleh masyarakat  Desa  Meragun.  Pendapatan  perbulanya ditentukan melalui  musyawarah  yang  mana  di dapatkan kesepakatan bahwa :
2. Pemakaian warga dengan pembatas arus (MCB) 2 A biaya  perbulan  dikenakan  Rp.  80.000,-  (delapan  puluh ribu rupiah) 3. Pemakaian warga dengan pembatas arus (MCB) 4 A biaya  perbulan  dikenakan  Rp.  125.000,-  (seratus  dua puluh lima ribu rupiah).
4. Pemakaian warga dengan pembatas arus (MCB) 6 A biaya  perbulan  dikenakan  Rp.  175.000,-  (seratus  tujuh puluh lima ribu rupiah).

## 5. Kesimpulan
Dari  hasil  analisa  data  dapat  diambil  beberapa kesimpulan sebagai berikut :
1. PLTMH Meragun dapat membangkitkan daya listrik minimum  sebesar  121,5  kW  ,  produksi  energi  per tahun  sebesar    745.038  kWh  menggunakan  turbin Crossflow . 2. Jaringan distribusi yang digunakan untuk menyalurkan  daya  listrik  dari  PLTMH  ke  beban  di desa  Meragun  menggunakan  jaringan  tegangan Menengah  (JTM)  karena  jarak  Desa  Meragun dengan  pembangkit  cukup  jauh  (4  km)  daerah terisolir.
3. Modal investasi yang di perlukan untuk merealisaskan PLTMH Meragun sebesar sebesar Rp.
5.329.094.199,- dengan Harga pokok produksi / kWh Rp. 834,-.(HPP)
4. Net present value (NPV) Investasi PLTMH Meragun positif sebesar Rp. 837.038.116,- (PLN) atau sebesar Rp.  310.803.500,-    (Masyarakat)  dengan  nilai discount  faktor sebesar  12  %,  sehingga  layak  untuk di bangun
5. Pay  Back  Period atau  waktu  pengembalian  modal investasi  terjadi  selama  9  tahun  6  bulan  (PLN)  dan 19 tahun 1 bulan (masyarakat).
6. Internal Rate of Return (IRR) dari PLTMH Meragun layak  untuk  dibangun  karena  nilai  IRR-nya  =  39,65 %  (PLN) atau IRR = 38,85%  (Masyarakat) dengan asumsi discount factor- nya 12% dan 15 %.
Referensi
[1]. Abdul Kadir ,Prof.Ir,1995 ,” Energi “, UI Press, Jakarta [2]. Harvey, Adam PhD, 1993 “ Micro-Hydro Design Manual “, Intermediate Technology Publication.
[3]. Berrie,  T.W,1992,  “ Electricity  Economics  and  Planning “, Peter Peregrinus Ltd,IEEE Power series 16.
[4]. Damastuti,  Anya  P.  1997. Pembangkit  Listrik  Tenaga Mikrohidro . Sumber: http://www.elsppat.or.id/download/file/w8_a6.pdf
[5]. Boyle,  Godfrey,  2004  ,” Renewable  Energy  power  a sustainable  future “,  second  edition  Oxford  University press.
[6]. Pujawan,  I  Nyoman,  2009  “ Ekonomi  Teknik” Guna Widya edisi ke dua Januari 2009.
[7]. Negara  Republik  Indonesia  ,23  September  2009,  “ Undang-undang Republik Indonesia Nomor 30 tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan”,
[8]. Departemen  Energi  dan  Sumber  Daya  Mineral  ,11 Maret 2003, “ Pedoman dan Pola Tetap Pengembangan Industri Ketenagalistrikan Nasional 2003-2020”,
[9]. Departemen Energi dan Sumber Daya Mineral ,31 Januari 2012,  “ Peraturan  Menteri  Energi  dan  Sumber  Daya Mineral Republik Indonesia Nomor 04 tahun 2012 tentang Harga Pembelian Tenaga Listrik  oleh PT. PLN (Persero) dari  Pembangkit  Tenaga  Listrik  yang  Menggunakan Energi  Terbarukan  sekala  Kecil  dan  Menengah  atau
Kelebihan Tenaga listrik”,
[10]. Departemen  Energi  dan  Sumber  Daya  Mineral  ,21 Desember 2012, “ Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya  Mineral  Republik  Indonesia Nomor  30  tahun  2012 tentang Tarif Tenaga Listrik oleh PT. PLN (Persero)”,
[11]. Stevenson,William  D,Jr,” Analisa  Sistem  Tenaga Listrik “,  edisi  ke  empat,Alih  Bahasa  Ir.Kemal  Idris
,Penerbit Airlangga,Jakarta.
[12]. PLN Kalbar ,” Rencana Umum Tenaga Listrik ( RUTL ) 2011 – 2020 “.
[13]. PLN Kalbar ,” Rencana Jangka Panjang ( RJP ) 2011 – 2015 “ ,
[14]. PLN Kalbar, ’’ Road Map Lisdes Wilayah Kalimantan Barat 2013 – 2017 ’’.
[15]. Heaps,  Charlie,18  Nopember  2002,” Integrated Energy Enviroment Modelling and LEAP ”,SEI-Boston and Tellus Institut.
[16]. Guntur,  Hudan  Anggono  “ Studi  Pembangunan
PLTMH  Sumberan  16,4  KW  di  Dusun  Sumberan  Pacet Mojokerto Jawa Timur. Jurnal maret 2010.