Sebelas asumsi keliru tentang harga listrik PLTN

17Jun07

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.

 

Filed under: Energi nuklir, Kebijakan energi, Kelistrikan   |  21 Comments