Salam tolak PLTN
Rencana pemerintah untuk membangun PLTN di Indonesia, harus ditolak dimana pun
akan dibangun.
Kadang kala kita berjuang agar PLTN tidak dibangun sekitar tempat tinggal atau
sekitar kota tempat tinggal saya yang bahasa kerennya Nimby (Not In My Back
Yard). Hal ini bisa di beri makna oleh orang lain, kita setuju dengan
Pembangunan PLTN.
Mengapa kita menolak PLTN ?
Dari berbagai seminar dan pertemuan berkaitan dengan wacana pembangunan PLTN
yang saya ikuti, yang timbul di permukaan adalah kejelekan PLTN. PLTN hanya
berfungsi sebagai penyedia energi listrik saja, tidak ada dampak positif lain.
Sayangnya PLTN pun mempunyai banyak efek jelek yang sangat merugikan misalnya :
Radiasinya bisa menjangkau 200000 meter persegi, bahkan lebih. Dalam setiap
presentasi pihak BATAN, Kementerian Ristek, Kementerian ESDM yang berperan
sebagai Narasumber "melarikan diri", artinya meninggalkan seminar, padahal
seminar baru berjalan setengahnya. Ini makin membuat saya tidak yakin dengan
PLTN.
Bahkan kalau kita mengikuti perdebatan tentang PLTN di milis tetanga
(Indoenergi), maka dapat dilihat bahwa para pendukung PLTN tidak berdaya
melawan para Anti PLTN.
Berikut kutipan dari milis tetangga
INFO ENERGI 17 Juni 2007
Sebelas Asumsi Keliru tentang harga listrik PLTN
Perhitungan keekonomian PLTN selalu menjadi bahan kontroversi yang tiada
habisnya. Kalangan industri nuklir dan pihak-pihak lain yang pro nuklir selalu
menyajikan perhitungan biaya listrik PLTN yang terlampau optimistik. Berikut
ini adalah 11 kekeliruan asumsi yang menyebabkan biaya PLTN kelihatan murah.
1. Biaya konstruksi 1000-2000 USD/kW
Biaya konstruksi PLTN diasumsikan secara optimistik sebesar 1000-2000 USD/kW
(OECD, 2005; MIT, 2003; DGEMP, 2003; CERI, 2004). Untuk menguji validitas
asumsi tersebut kita bisa mengambil contoh kasus pembangunan PLTN Olkiluoto.
Kasus ini cukup menarik karena merupakan kontrak pembangunan PLTN yang masih
baru, proses transaksinya relatif terpantau serta besaran-besarannya bisa
diukur. Nilai kontrak tersebut juga dipakai sebagai acuan dalam berbagai studi
keekonomian PLTN akhir-akhir ini (RAE, 2004; DTI, 2007).
Nilai kontrak pembangunan PLTN Olkiluoto yang berkapasitas 1600 MW adalah 3
milyar Euro atau sekitar 2450 USD/kW. Angka ini belum termasuk penalti
keterlambatan konstruksi yang harus ditanggung oleh Areva (sebagai vendor) yang
besarnya mencapai 500 juta USD (AFX News Limited, 5 Dec 2006). Ini berarti
harga konstruksi yang sesungguhnya setidaknya 30 persen lebih tinggi dari
asumsi tertinggi diantara semua laporan yang disebutkan. Pembengkakan biaya
konstruksi sebesar itu akan meningkatkan biaya pembangkitan sekitar 17 persen
(DTI, 2007).
Pada kasus lain, perusahaan listrik negara Perancis (Electricité de France)
memperkirakan biaya konstruksi untuk pembangkit serupa yang akan dibangun
sebesar 3,3 milyar Euro (harga 2006) alias lebih mahal 6 persen (setelah
disesuaikan dengan faktor inflasi) dari nilai kontrak PLTN Olkiluoto. Ini
membuktikan bahwa efek learning by doing untuk the first of a kind
engineering (FOAKE) yang selalu digembar-gemborkan industri nuklir ternyata
tidak terbukti.
2. Discount rate 5-7%
Discount rate yang sering digunakan dalam perhitungan adalah 5-7 persen per
tahun. Dalam prakteknya, discount rate sebesar itu terlalu rendah, apalagi
untuk investasi dengan resiko tinggi seperti PLTN. Khusus bagi negara
berkembang dengan tingkat pertumbuhan ekonomi yang relatif tinggi, discount
rate sebesar itu jelas terlampau kecil. Dari studi OECD (OECD, 2005), tampak
bahwa peningkatan discount rate dari 5 menjadi 10 persen akan meningkatkan
biaya pembakitan sekitar 50 persen. Studi yang lain (DTI, 2007) menunjukkan
bahwa peningkatan discount rate dari 7 menjadi 12 persen akan meningkatkan
biaya pembangkitan sebesar 36 persen. Ini menunjukkan betapa harga pembangkitan
sangat sensistif terhadap asumsi discount rate yang digunakan.
3. Capacity factor/energy availability factor = 90%
Capacity factor yang digunakan dalam berbagai perhitungan keekonomian PLTN
berkisar antara 85 (OECD, 2005) hingga diatas 90 persen (DGEMP, 2003; Tarjanne,
2003; RAE, 2004). Sementara itu, fakta menunjukkan bahwa selama hingga tahun
2005, 57 persen dari seluruh reaktor daya di dunia memiliki capacity factor
energy availability factor akumulatif kurang dari 80 persen dan hanya 18 persen
yang memiliki capacity factor energy availability factor di atas 85 persen.
Sejak tahun 1999 hingga 2005 praktis tidak ada peningkatan berarti dalam
capacity factor energy availability factor (IAEA, 2006b). Capacity factor
memang tidak sama dengan energy availability factor, namun estimasi capacity
factor dengan menggunakan energy availability factor masih cukup memadai bahkan
umumnya memberikan hasil yang lebih optimistik. Perlu dicatat bahwa turunnya
asumsi capacity factor dari 85 menjadi 75 persen mengakibatkan kenaikan biaya
pembangkitan sebesar 12 persen (MIT, 2003).
4. Lama konstruksi 4-5 tahun
Lama waktu konstruksi PLTN selalu diasumsikan tidak lebih dari 5 tahun. Di
atas kertas memang tidak mustahil. Akan tetapi kendala non teknis dan kurangnya
pengalaman menyebakan waktu konstruksi bisa jauh lebih lama. Data menunjukkan
bahwa rata-rata lama waktu konstruksi dari 72 reaktor di dunia yang dibangun
selama periode 1990-2005 adalah 8,5 tahun (IAEA, 2006a). Perlu diingat bahwa
perubahan lama kontruksi dari 5 menjadi 7 tahun saja akan meningkatkan biaya
pembangkitan sebesar 13 hingga 15 persen (UoC, 2004).
5. Umur keekonomian 40-60 tahun
Umur keekonomian selalu diasumsikan 40 tahun, bahkan ada yang menyebut 60
tahun. Padahal data menunjukkan bahwa rata-rata umur komersial PLTN yang telah
ditutup (shut down) hingga akhir tahun 2005 adalah 20,4 tahun. Delapan puluh
empat persen dari reaktor tersebut memiliki umur kurang dari 30 tahun dan hanya
8 persen yang memiliki umur komersial lebih dari 40 tahun (IAEA, 2006a).
Penurunan umur komersial dari 40 menjadi 25 tahun akan meningkatkan biaya
pembangkitan sekitar 4,5 persen (MIT, 2003).
6. Fuel cycle cost = 0,5 sen USD/kWh
Dalam perhitungan biaya pembangkitan listrik PLTN, harga fuel-cycle
diasumsikan sangat rendah yaitu sekitar 0,3 hingga 0,6 sen USD/kWh (OECD, 2005)
dengan asumsi harga uranium yang stabil.
Salah satu penyebabnya karena perhitungan tersebut sebagian besar mengacu
pada data tahun 2003, dimana saat itu harga uranium masih murah yaitu sekitar
12-15 USD/lb. Kenyataannya, harga uranium saat ini sudah mencapai 135 USD/lb
dan diperkirakan masih akan terus bergejolak. Selama tahun 2007 saja telah
terjadi kenaikan harga uranium sebesar 80 persen. Sejak tahun 2003, biaya
konversi dan pengayaan juga mengalami kenaikan berturut-turut sebesar 100 dan
30 persen. Jika semua diperhitungkan maka biaya fuel-cycle bisa meningkat
hingga lebih dari 3 kali lipat. Kenaikan tersebut akan menaikkan biaya
pembangkitan setidaknya 20 persen.
Perkiraan biaya juga dapat dilakukan dengan cara menghitung setiap komponen
biaya sesuai dengan metode yang disajikan dalam laporan MIT (2003) dengan
menggunakan penyesuaian asumsi sebagai berikut:
Harga uranium: 80-135 USD/lb
Conversion: 10-15 per kg U
Enrichment: 100-150 per SWU
Fuel fabrication: 150-350 per kg U
Plant efficiency: 33%
Burn up: 40-50 GWd/tU
Spent fuel management: 400 USD/kg spent fuel
Batas atas dan bawah untuk biaya conversion, enrichment dan fabrication
mengacu pada Bunn (2004). Perhitungan ini menghasilkan fuel cycle cost sebesar
1,0 hingga 2,1 sen USD/kWh. Artinya tiga hingga empat kali lipat harga fuel
cycle cost yang selama ini sering digunakan sebagai asumsi.
7. Decommissioning cost is nothing
Biaya decommissioning sering diabaikan karena dianggap terlalu kecil. Mengapa
ini bisa terjadi? Pertama, karena asumsi biaya decommissioning umumnya dibuat
sangat optimistik (under-estimated). Kedua, karena decommissioning dilakukan di
akhir pengoperasian PLTN (30 hingga 60 tahun setelah pembangunan dimulai) maka
dengan asumsi discount rate normal akan menghasilkan net present value yang
sangat rendah.
Pada kenyataannya, belum ada data pasti yang bisa dijadikan acuan dalam
menghitung biaya total decommissioning. Biaya beberapa proyek decommissiong
yang ada saat ini belum menggambarkan seluruh pengeluaran yang sesungguhnya,
mengingat total waktu decommissiong bisa mencapai ratusan tahun dari sejak
dimulainya proses. Di Inggris misalnya, selama 15 tahun terakhir estimasi biaya
decommssioningg telah membengkak hingga 6 kali lipat.
Kalaupun dana decomissioning dikumpulkan sejak awal pengoperasian, menajemen
dana tersebut juga tidak mudah serta memiliki resiko yang tinggi. Salah satu
resikonya adalah berupa kesalahan pemilihan jenis investasi, kebangkrutan
perusahaan, atau korupsi. Kejadian mismanajemen dana decommissioning di Inggris
membuktikan betapa tidak mudahnya mengelola dana seperti itu (Greenpeace, 2007).
8. Biaya pengelolaan limbah dapat diabaikan
Biaya pengelolaan limbah khususnya pembuangan akhir limbah (final repository)
sering diabaikan dalam biaya pembangkitan. Sampai saat ini tidak ada data yang
bisa diandalkan untuk memperhitungkan besarnya biaya tersebut. Hal ini
dikarenakan belum ada satu negara pun di dunia yang telah berhasil membangun
final repository. Perkiraan biaya bervariasi antara 2,5 milyar USD di Swedia
hingga 43 Milyar USD di Amerika Serikat. Sudah 5 milyar USD digelontorkan oleh
pemerintah AS untuk perencanaan pembangunan final repository di Yucca Mountain,
sementara hingga kini belum ada kejelasan kapan akan dibangun apalagi bisa
digunakan. Hal ini karena aspek kelayakan proyek tersebut belum jelas baik
secara teknis maupun hukum (Inman, 2005). Selama ini semua aspek ketidakpastian
tersebut tidak turut dipertimbangkan dalam menghitung biaya pembangkitan PLTN.
9. Biaya resiko kecelakaan sangat kecil
Industri nuklir selalu mengkalim bahwa kemungkinan kecelakaan nuklir sangat
kecil, sehingga biaya resiko kecelakaan relatif kecil. Kenyataannya, kecilnya
biaya resiko kecelakaan tersebut disebabkan adanya subsidi dalam bentuk aturan
yang yang membatasi tanggungjawab operator PLTN jika terjadi kecelakaan.
Diantara aturan-aturan tersebut antara lain adalah Price-Anderson Act di AS,
Nuclear Liability Act 1976 di Kanada, Energy Act of 1983 di Inggris, dan
aturan-aturan serupa di negara-negara lain. Untuk level internasional ada
Vienna Convention on Civil Liability for Nuclear Damage dan Paris Convention on
Third Party Liability in the Field of Nuclear Energy. Dengan adanya
aturan-aturan tersebut maka jika terjadi kecelakaan besar, sekelas Chernobyl
misalnya, klaim kerugian yang lebih dari jumlah tertentu akan ditanggung oleh
negara (masyarakat). Tanpa adanya aturan tersebut industri tidak akan berani
mengambil resiko membangun PLTN karena biaya resikonya yang terlalu besar.
Sebagai gambaran, jika tanggungjawab operator PLTN di Perancis tidak dibatasi,
artinya sepenuhnya menggunakan perhitungan asuransi kecelakaan industri yang
berlaku pada umumnya, maka harga pembangkitan listrik PLTN di negara tersebut
akan lebih mahal 5 sen USD/kWh alias tiga kali lipat dari harga saat ini (Leurs
dan Wit, 2003).
10. Biaya riset dan pengembangan adalah nol
Terlepas dari kenyataan bahwa teknologi nuklir sudah tergolong pemain lama
dalam penyediaan energi, selama tahun 1991 hingga 2001 energi nuklir masih
menghabiskan 50 persen dari seluruh anggaran penelitian pemerintah di bidang
energi di negara-negara OECD, jumlah tersebut setara dengan 43 milyar USD
(Scheneider, 2004). Padahal kontribusi nuklir dalam penyediaan energi di
negara-negara tersebut kurang dari 10 persen. Subsidi dalam bentuk dana riset
tersebut tentu tidak pernah dimasukkan dalam perhitungan biaya PLTN.
11. Tak ada subsidi untuk PLTN
Di sejumlah negara, PLTN mendapat berbagai bentuk subsidi. Di AS misalnya,
ada production tax credit sebesar 1,8 sen USD/kWh untuk PLTN baru selama
delapan tahun pertama masa pengoperasian. Subsidi yang lain diberikan dalam
bentuk penjaminan hutang, pemberian pinjaman dengan bunga yang sangat rendah,
kredit ekspor (yang diberikan kepada vendor PLTN) dan sebaginya.
Subsidi-subsidi tersebut jelas memberi andil dalam membentuk persepsi keliru
tentang PLTN yang murah.
Dengan semua kenyataan tersebut masihkah PLTN dianggap sebagai alternatif
pembangkitan energi yang murah?
Referensi:
B.A. Leurs and R.C.N. Wit. 2003. Environmentally Harmful Support
Measures in EU Member States.
M. Bunn, et. al. 2004. The Economics of Reprocessing versus Direct
Disposal of Spent Nuclear Fuel. Fuel Cycle and Management. Dec. 2004.
Canadian Energy Research Institute (CERI). 2004. Levelised Unit
Electricity Cost Comparison of Alternative Technologies for Baseload
Generation in Ontario.
Kementrian Ekonomi, Keuangan dan Industri Perancis (DGEMP). 2003.
Reference Costs for Power Generation.
Department of Trade and Industry, UK (DTI). 2007. Nuclear
Power Generation Cost Benefit Analysis.
IAEA. 2006a. Nuclear Power Reactors in the World. April 2006.
IAEA. 2006b. Operating Experience with Nuclear Power Stations in member
States in 2005.
Greenpeace. 2007. The Economisc of Nuclear Power.
Massachusetts Institute of Technology (MIT). 2003. The Future of
Nuclear Power.
M. Schneider, A. Froggatt. 2004. The World Nuclear Industry Status
Report.
M. Inman. 2005. Down to Earth: Lingering Nuclear Waste. Science
Magazine. Agustus 2005.
OECD. 2005. Projecting Cost of Generating Electricity.
Royal Academy of Engineering (RAE). 2004. The Cost of Generating
Electricity.
The University of Chicago (UoC). 2004. The economic future
of nuclear power.
Sumber:
http://us.oneworld.net/external/?url=http%3A%2F%2Finfoenergi.wordpress.com%2F2007%2F06%2F17%2Fsebelas-asumsi-keliru-tentang-harga-listrik-pltn%2F
Kiranya dapat berguna.
Salam tolak PLTN dari salatiga
Best Regards,
Febri
Fakultas Pertanian
Universitas Kristen Satya Wacana
Salatiga
---------------------------------
Moody friends. Drama queens. Your life? Nope! - their life, your story.
Play Sims Stories at Yahoo! Games.
