ANALISIS PENENTUAN HARGA JUAL ENERGI LISTRIK …

1

ANALISIS PENENTUAN HARGA JUAL ENERGI LISTRIK BERDASARKAN STRUKTUR BIAYA PLTU (STUDI KASUS PADA PLTU

BATUBARA KAPASITAS 3.400 MEGA WATT)

Rika Trizalda, Mafrizal Heppy

Akuntansi, Ekonomi, Universitas Indonesia, Kampus UI Depok, Jawa Barat, 16424, Indonesia

[email protected]

Abstrak

Kompetisi persaingan antar perusahaan pembangkit listrik terutama pembangkit dengan bahan bakar murah yaitu batubara menjadikan alasan pembangkit listrik untuk selalu andal menyuplai energi listrik. Hal tersebut tak luput dari biaya yang mendasarinya. Tujuan dalam skripsi ini adalah menganalisis struktur biaya dalam penentuan harga dengan menggunakan metode penelitian kualitatif dalam merumuskannya. Hasil analisis menggambarkan penentuan struktur biaya baik dari besaran finansial dan besaran teknis seperti faktor kesiapan pembangkit menjadi penentu harga energi yang selanjutnya akan digunakan dalam perhitungan pendapatan perusahaan. Dan dalam merebut pasar, perusahaan perlu memonitor harga Rp/kWh bahan bakar secara periodik karena ini menjadi daya saing perusahaan untuk dibeli kemampuannya oleh single buyer. Pricing Decision Analysis on Electricity Sales Price Based on Cost Structure of Coal Power

Plant (Case Study on Coal Power Plant with Capacity 3.400 Mega Watt)

Abstract

Competition among power plant, especially plants with low fuel, like coal power plants makes the reason to always reliable for suppling energy. It did not escape from the underlying costs. The purpose on this essay is to analyze the structure of costs in pricing by using qualitative research methods in formulating it. Results illustrate both the cost structure determination of the amount of financial and technical scale such as equivalent availability factors determine energy prices which will be used in the calculation of the company's revenue. And in winning the market, companies need to monitor the price fuel Rp/kWh periodically due to the competitiveness of the enterprises ability to be purchased by a single buyer. Key words : Power plant, cost structure, single buyer 1. Pendahuluan

Pentingnya kebutuhan akan energi listrik dalam kehidupan masyarakat tercermin dari

semakin meningkatnya jumlah pelanggan energi listrik yang mencapai 10% per tahun. Salah

satunya dapat terlihat pada data Statistik PLN 2011 tergambar bahwa pertumbuhan jumlah

pelanggan naik sebesar 8,15% di 2011 dibandingkan tahun sebelumnya 2010 dan nilai ini sudah

mencakup pelanggan dari berbagai kelompok pelanggan yaitu rumah tangga, industri, bisnis,

Analisis penentuan…, Rika Trizalda, FE UI, 2013

2

sosial, gedung kantor pemerintahan dan penerangan jalan umum. Ditambah dengan masih

terdapatnya daftar tunggu pelanggan untuk mendapatkan energi listrik sebesar 1,2 Juta daftar

tunggu yang di tahun 2012 telah dipenuhi aliran listrik ke pelanggan dalam program “go grass”

PT PLN.

Dengan melihat demand yang tinggi dari masyarakat akan keberadaan energi listrik dan

juga fenomena aktual bahwa demand masyarakat terhadap konsumsi listrik tak sejalan dengan

jumlah mesin pembangkit yang ada. Maka hal ini menjadi sebuah tantangan dan peluang usaha

bagi perusahaan pembangkit listrik dalam kinerjanya.

Kompetisi persaingan diantara perusahaan pembangkit listrik terutama pembangkit

dengan bahan bakar murah yaitu batubara menjadikan alasan pembangkit listrik untuk selalu

andal menyuplai energi listrik di sistem yang ada. Kondisi lain dalam Rencana Umum

Ketenagalistrikan Nasional (RUKN) juga menggambarkan kebutuhan energi primer untuk

pembangkit tenaga listrik dirancang dengan menggunakan energi yang termurah (least cost) dan

ini menjadikan pemakaian batubara masih dominan dan sebagai pemikul beban dasar (base load)

di masa mendatang. Dan dengan kondisi tersebut sangat memungkinkan untuk Pusat Listrik

Tenaga Uap (PLTU) berbahan bakar batubara untuk tetap beroperasi dalam menyuplai energi

listrik

PLTU merupakan salah satu jenis pembangkit yang sangat menguntungkan untuk

digunakan pada sistem tenaga listrik yang sudah relatif besar dan tersambung dalam sistem

interkoneksi seperti di pulau Jawa ini. Dengan kepadatan penduduk di pulau Jawa yang tinggi

dan kegiatan industri yang banyak jika dibandingkan dengan pulau lainnya. Pada PLTU dengan

bahan bakar batubara, menjadi sangat penting memasuki pasar ini dan membuat harga yang

kompetitif, dikarenakan antara lain :

1. PLTU dengan bahan bakar batubara termasuk kedalam golongan bahan bakar dengan biaya

rendah, jika dibandingkan dengan pemakaian bahan bakar minyak. Sehingga akan sering

dibutuhkan oleh sistem interkoneksi terkait jenis bahan bakar yang digunakannya.

2. PLTU batubara sebagai pemikul beban dasar (base load) dalam kelistrikan Jawa-Bali.

3. Efisiensi mesin dengan PLTU batubara lebih baik sehingga dengan bahan bakar sekian dapat

menghasilkan energi listrik yang banyak.


3

4. Pada Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) PT PLN (Persero) tahun 2011-

2020, bahwa Pembangkit dengan bahan bakar batubara dimasa depan akan dijadikan tulang

punggung pembangkitan.

Dengan beberapa alasan tersebut diatas, maka memungkin sekali untuk PLTU Batubara

Kapasitas 3.400 MW untuk dibutuhkan dalam sistem interkoneksi Jawa-Bali dan kesiapan mesin

pembangkitnya diandalkan dalam mensupport kebutuhan sistem. Hal ini menjadi sangat menarik

pula jika dilihat dari perspektif keuangan yaitu penentuan harga jual yang murah dan diminati

oleh pelanggan hingga struktur permodalan perusahaan pembangkit listrik dalam pengembalian

investasi mesin pembangkit listrik yang dimilikinya serta prospek kedepan untuk memperluas

permodalannya untuk investasi di pembangkit listrik baru.

Rumusan masalah yang akan ditelaah dalam penelitian ini adalah tentang bagaimana

penentuan harga (pricing decision) energi listrik, apakah proses penentuan harga (pricing

decision) sudah tepat, dan faktor teknis apa saja yang mempengaruhi penentuan harga (pricing

decision). Dan penelitian ini memiliki tujuan yaitu untuk menganalisis penentuan harga (pricing

decision) energi listrik, evaluasi kebijakan penentuan harga (pricing decision) dan faktor teknis

yang mempengaruhi penentuan harga (pricing decision). Dan untuk mencapai tujuan penelitian

tersebut, penulis melakukan studi kasus pada PLTU Batubara Kapasitas 3.400 MW. Penelitian ini

didasarkan pada kondisi aktual yang dihadapi.

2. Tinjauan Teoritis

Biaya adalah hal utama yang menjadi fokus utama dalam penentuan harga suatu produk,

karena harga dapat menutupi biaya pokok produksi yang terjadi. Hal ini tak lepas dari konsep

akuntansi biaya. Menurut Horngren (2011) menyatakan bahwa salah satu manfaat akuntansi

biaya adalah sebagai pemasok informasi dasar untuk menentukan harga jual produk barang dan

jasa dan juga sebagai tolak ukur pengelolaan biaya sehingga mampu mengukur biaya dengan

cukup akurat.

Dalam penentuan harga, dalam teori cost accounting oleh Horngren (2011) terbagi

menjadi 2 yaitu : Short-Run Pricing Decision yaitu penentuan harga dengan kurun waktu

dibawah satu tahun dan termasuk dalam penentuan harga “one time only special order” dengan

tidak ada pengaruh pada harga jangka panjang dan juga penentuan harga pada pasar yang


4

kompetitif terhadap product mix dan volume output dan Long-Run Pricing Decision yaitu

strategi penentuan harga yang didisain untuk membangun hubungan jangka panjang dengan

pembeli pada harga yang stabil dan predictable prices. Dalam long-run pricing decision, terdapat

dua pendekatan yang dapat dipilih yaitu : Market-based yaitu penentuan harga dimulai dari harga

jual yang diinginkan sesuai daya saing produk berdasarkan kemampuan pelanggan, pesaing dan

kekuatan perusahaan dan Cost-based yaitu penentuan harga yang dimulai dari identifikasi biaya

untuk memproduksi (bahan baku, upah dan peralatan) produk.

Dalam penentuan biaya sebagai komponen penentuan harga jual, terdapat dua biaya yang

mempengaruhinya yaitu : biaya Variabel dan biaya Fixed (biaya tetap). Dalam penentuan biaya

tetap (fixed cost) terutama untuk perusahaan manufaktur akan menjadi terlihat tidak mudah. Hal

ini dikarenakan perlunya penentuan biaya berdasarkan numerator (fixed budget) dan denominator

(pengukuran berdasarkan kapasitas). Menurut Horngren (2011) terdapat 4 (empat) jenis teori

dalam menentukan tingkat kapasitas yang dapat digunakan dalam operasi perusahaan :

Theoretical Capacity dengan tingkat kapasitas yang digunakan dalam perencanaan operasi

berdasarkan mampu produksi maksimal real dalam suatu kurun waktu dan tidak

memperhitungkan hambatan yang mungkin terjadi, Practical Capacity dengan penentuan total

kapasitas yang digunakan berdasarkan kemampuan instrumen mesin yang digunakan dan

memperhatikan pula jadwal waktu pemeliharaan, kondisi mesin mati saat masa liburan, dan

lainnya, Normal Capacity Utilization yang penentuan kapasitas yang didasarkan pada rata-rata

kebutuhan pelanggan dalam satu waktu dan juga didasarkan pada data historis, musim dan siklus,

dan Master-Budget Capacity Utilization dengan memanfaatkan tingkat kapasitas berdasarkan

harapan manajemen untuk periode budget untuk durasi yang singkat, biasa dalam kurun waktu

satu tahun.

Dengan struktur biaya dalam penentuan harga jual, akan mempengaruhi secara langsung

pada total pendapatan yang akan diterima perusahaan atas penjualan barang/jasa yang

dilakukannya. Secara umum, pendapatan memiliki formulasi seperti dibawah ini yaitu :

Pendapatan = (P1 x Q1) + (P2 x Q2) + ... (Pn x Qn) (2.1)

Berdasarkan formulasi pendapatan diatas, bahwa pendapatan didapat dari jumlah rupiah dari

harga jual (P) per satuan kali kuantitas (Q) terjual.


5

Perhitungan pendapatan seperti dijelaskan diatas, berbeda dengan perhitungan pendapatan

pada perusahaan jasa seperti perusahaan pembangkit listrik karena beberapa hal pengukuran yang

berbeda yang dapat tergambar pada tabel berikut ini :

Tabel 2.1 Perbandingan Perusahaan Pembangkit Listrik

dan Perusahaan pada Umumnya

Perusahaan Pembangkit Listrik Perusahaan pada Umumnya

Produk Intangible Produk Tangible

Produk tidak bisa disimpan dan harus

disalurkan saat itu juga

Produk dapat disimpan dan dapat menjadi

inventory

Kondisi pasar dimana terdapat single buyer dan

multy seller Kondisi pasar multy buyer dan multy seller

Perhitungan pendapatan berdasarkan kapasitas

yang dapat tersedia dan produk yang dihasilkan

(Rp/harga komponen dan Rp/kwh energi)

Perhitungan pendapatan berdasarkan produk

yang terjual dengan harga Rp/produk

Sumber : PT XYZ, telah diolah kembali

3. Metode Penelitian Dalam melakukan analisis terhadap penelitian, penulis memilih case study yaitu study

dimana penulis/peneliti menganalisis secara kontekstual yang berhubungan dengan situasi serupa

di organisasi perusahaan Penulis mengkhususkan pada data kualitatif yaitu data struktur biaya

dan perencanaan alokasi biaya. Setelah diketahui alokasi biaya perusahaan maka dapat

diformulasikan untuk membuat struktur biaya sebagai dasar penentuan harga jual energi listrik.

Dan akan dianalisis lebih lanjut dengan penambahan data kualitatif yang terkait.

Teknik pengumpulan data diantaranya : wawancara, menghimpun data primer dan

mengolahnya untuk dilakukan analisis terhadap tujuan penelitian pada PLTU Batubara Kapasitas

3.400 MW, dan studi kepustakaan. Data primer merupakan data yang langsung didapat langsung

oleh penulis tanpa perantara. Yaitu data yang didapat langsung dari perusahaan. Sedangkan data

sekunder yaitu data yang didapat oleh perantaraan dalam artian data yang didapat sudah diolah

sebelumnya. Contohnya : proyeksi laba/rugi. dan data faktor kesiapan pembangkit.


6

4. Hasil Penelitian

4.1 Penentuan Harga (Pricing Decision) Energi Listrik

Dalam penentuan harga per komponen, berikut langkah dalam penentuan harga yang

dimaksud yaitu

1. Penentuan Rencana Kerja Anggaran Perusahaan (RKAP), didalamnya salah satunya

terdapat informasi tentang pengalokasian biaya yang perlu di maintenance dengan baik

sehingga aktual biaya tidak melebihi dari rencana anggaran yang telah direncanakan.

Berikut contoh RKAP perusahaan. Tabel 4.1 Proyeksi Laba (Rugi) PT XYZ



7

2. Dari data proyeksi L/R diatas, dapat dibuat perencanaan atas harga komponen pembangkit

listrik, yaitu sebagai berikut :

a. Harga Komponen A

!"#$" !"#$.! (!"!"

!"ℎ!") = (!"#$# !"#$%&%'(# + !"#$% !"#$%&%# +!"#$%&)

(!"# ! !"# !"#$%&")

Dengan menggunakan data Rencana Kinerja Anggaran Perusahaan (RKAP) tahun

selanjutnya, maka :

1. Total Biaya komp. A = Rp2.181.977.023 + Rp59.608.701 + Rp1.491.130.898

= Rp3.732.716.622.

Nilai tersebut diatas masih belum dibreakdown per jenis pembangkit, maka jika

perhitungan secara kasar untuk mendapatkan nilai komp. A contohnya untuk PLTU Unit

1-4 dan 5-7 dapat mengalikannya dengan total daya mampu netto pembangkit tersebut

dibandingkan dengan total daya mampu netto perusahaan.

Maka, Total biaya komp. A PLTU sebagai berikut :

a. Unit 1-4 = Rp3.732.716.622 x (1.486MW/8.500 MW)

= Rp652.566.694

b. Unit 5-7 = Rp. 3.732.716.622 x (1.725MW/8.500MW)

= Rp 757.521.902

2. DMN (Daya Mampu Netto) yang digunakan adalah daya mampu pembangkit yang siap

disalurkan ke sistem interkoneksi, untuk PLTU kapasitas 3.400 MW total DMN yang

digunakan adalah ± 3.211 MW (PLTU Unit 1-4 = 1.486 MW dan PLTU Unit 5-7 = 1.725

MW)

3. Faktor Kesiapan/EAF deklarasi tahunan dapat ditentukan dengan melihat kemampuan

siap dari mesin pembangkit tersebut. Jika siap tanpa ada jadwal pemeliharaan maka bisa

dianggap EAF nya adalah 100%, tetapi aktual dilapangan dengan menggunakan teori

practical capacity,yaitu penentuan total kapasitas yang digunakan berdasarkan

kemampuan instrumen mesin yang digunakan dan memperhatikan pula jadwal waktu

pemeliharaan, kondisi mesin mati saat masa liburan, dan lainnya. Dan perlunya

mengevaluasi juga terhadap pencapaian faktor kesiapan/EAF tahun sebelumnya,

sehingga kehilangan pendapatan atas faktor kesiapan/EAF dapat diminimalisir.


8

Asumsikan saja nilai faktor kesiapan tersebut adalah 89% untuk PLTU Unit 1-4 dan 90%

untuk Unit 5-7.

4. Maka, harga Komp. A PLTU sebagai berikut :

a. Unit 1-4 untuk tahun 200X = Rp652.566.694 / (1.486 MWx89%)

= 390.837 Rp/kW-tahun

b. Unit 5-7 untuk tahun 200X = Rp757.521.902/ (1.725 MW* 90%)


Nilai tersebut lah yang akan dijadikan sebagai pengali dalam tagihan pendapatan

komponen A/harga komponen A untuk PLTU Unit 1-4 dan 5-7. Harga Komponen A ini

berbeda untuk setiap jenis pembangkit.

b. Harga Komponen B

!"#$" !"#$.! (!"!"!"ℎ!") = (!"#$# !"#"$%!!"!!#!!"#$# !"#.!!"#$# !"#"$%&%'%()

(!"# ! !"# !"#$%&")

Dengan menggunakan data RKAP tahun selanjutnya, maka :

1. Total Biaya komp. B = Rp1.851.554.521 + Rp246.931.417 +

Rp308.363.963

= Rp2.906.849.901

Maka, Total biaya komp. B PLTU sebagai berikut ;

a. Unit 1-4 = Rp2.906.849.901 x (1.486 MW/8.500 MW)

= Rp508.185.759

b. Unit 5-7 = Rp2.906.849.901 x (1.725 MW/8.500 MW)

= Rp589.919.539

2. Total DMN dan EAF, diasumsikan sama dengan penentuan pada harga komponen A

untuk PLTU Unit 1-4 dan 5-7. Dan ketika realisasi pada tahun sebelumya terjadi

penyerapan biaya asuransi terutama dikarenakan kemampuan pembangkit yang turun

drastis akibat internal mesin tersebut, maka perencanaan tahun selanjutnya perlu menjadi

evaluasi dalam biaya asuransi ini.

3. Maka, harga Komp. B PLTU sebagai berikut :

a. Unit 1-4 untuk tahun 200X = Rp508.185.759 / (1.486 MWx89%)


b. Unit 5-7 untuk tahun 200X = Rp. 589.919.539 / (1.725 MW* 90%)


9


Nilai tersebut lah yang akan dijadikan sebagai pengali dalam tagihan pendapatan

komponen B/harga komponen B untuk PLTU Unit 1-4 dan 5-7. Harga Komponen B ini

berbeda untuk setiap jenis pembangkit.

c. Harga Komponen C

!"#$" !"#$.! (!"!"ℎ

) = ℎ!"#! !ℎ! !"#"$ !"!"#$%&'( ! !"#$%#$"!"#$" !"#$%

Untuk perhitungan pendapatan atas biaya bahan bakar/Komponen C memiliki

perhitungan tersendiri, yang mana aktualnya disesuaikan dengan pemakaian volume bahan

bakar pada saat periode bulan operasi dan sama halnya dengan Harga satuan bahan bakar

aktual yang digunakan, nilai yang dapat di support dari Bagian Keuangan perusahaan di

dapatkan harga satuan bahan bakar yang telah tertimbang pada periode bulan operasi.

Realisasi Rp/kWh pada bulan operasi yang bulan berlalu dijadikan sebagai komparasi

antara pembangkit dengan bahan bakar yang sama untuk memberikan harga yang lebih

murah dari pesaing dan menjadi referensi bagi pihak penjual dalam membeli output yang

dihasilkan mesin pembangkit.

Tabel 4.2 Perhitungan Biaya Komponen C



10

Dari tabel diatas, terlihat dengan jelas komparasi Rp/kWh antara PLTU XYZ

(diasumsikan Rp/kWh PLTU 1-4 dan 5-7 adalah sama) dengan PLTU Pesaing dan nilai

Rp/kWh yang menjadi historical data yang dipegang oleh pembeli ketika ingin membeli

output dari mesin pembangkit yang kita miliki. Dan dapat ditarik kesimpulan, untuk

komponen C ini sangat dipengaruhi oleh efisiensi volume konsumsi bahan bakar dan kualitas

bahan bakar yang digunakan.

d. Harga Komponen D

!"#$" !"#$.! (!"!"ℎ

) = !"#$# !"#$%& !"#$%&' + !"#"$ + !"#

!"#$%& !"#$ !"#$%&'"('$%

Dengan menggunakan RKAP tahun 200X, maka :

Harga Komp. D = Rp. 92.173.968.000 / 40.431.757.000 KWh

= Rp. 2,28/kWh

Untuk PLTU Unit 1-4 dengan total daya mampu 1.486 MW dan unit 5-7 dengan total daya

mampu 1.725 MW serta total daya mampu perusahaan sebesar 8.500 MW, maka harga

Komp. D untuk PLTU sebagai berikut :

a. Unit 1-4 untuk tahun 200x = 2,28 Rp/kWh x (1.486 / 8500 MW)

= 0,39 Rp/kWh

b. Unit 5-7 untuk tahun 200x = 2,28 Rp/kWh x (1.725/8500 MW)

= 0,46 Rp/kWh

Maka, harga jual beli tenaga listrik untuk PLTU khususnya pada unit 1-4 dan 5-7 dalam

analisis ini berlaku harga perkomponen biaya (harga tidak single price seperti produk

dagang pada umumnya) seperti dibawah ini :

a) PLTU Unit 1-4, harga jual sebagai berikut :

1. Harga komponen A = 390.837 Rp/kW-tahun

2. Harga komponen B = 304.364 Rp/kW-tahun

3. Harga komponen C = 348 Rp/kWh

4. Harga komponen D = 0,39 Rp/kWh


11

b) PLTU Unit 5-7, harga jual sebagai berikut :

1. Harga komponen A = 487.937 Rp/kW-tahun

2. Harga komponen B = 379.980 Rp/kW-tahun

3. Harga komponen C = 348 Rp/kWh

4. Harga komponen D = 0,46 Rp/kWh

4.2 Evaluasi Kebijakan Penentuan Harga (Pricing Decision)

Tabel 4.3 Struktur Biaya Komponen A 200X

Entitas

Pembangkit

Daya

Mampu

Netto (MW)

Struktur Biaya Kapital

Total

(Ribu Rp) Penyusutan

(Ribu Rp)

Bunga

Pinjaman

Foreign

(Ribu Rp)

Margin

(Ribu Rp)

PLTU 1-4 1.486 446.454.595 0 366.820.830 813.275.425

PLTU 5-7 1.725 507.207.704 8.435.838 462.242.951 977.886.492

Total 3.211 953.662.298 8.435.838 829.063.781 1.791.161.917


Contoh Kalkulasi perhitungan harga komponen A untuk PLTU 5-7, yang memiliki pengembalian

biaya kapital dengan foreign currency :

Tabel 4.4 Perhitungan Pendapatan atas Harga Komponen A

Item Cara Perhitungan

Perusahaan Cara Perhitungan Rekomendasi

Biaya Komp.A Biaya = 977.886.492

(ribu Rp.)

Biaya Total = 977.886.492 (ribu Rp)

Biaya Lokal = 969.451.655 (ribu Rp)

Biaya Foreign = 8.435.838 (ribu Rp)



12

Lanjutan Tabel 4.4 Perhitungan Pendapatan atas Harga Komponen A

Item Cara Perhitungan

Perusahaan Cara Perhitungan Rekomendasi

Faktor Kesiapan

/EAF (Asumsi) EAF = 92 % EAF = 92 %

Daya Mampu

Netto (DMN)

= 1.725 MW

= 1.725.000 kW 1.725 MW = 1.725.000 kW

Total DMN*EAF 1.587.000 Kw 1.587.000 kW

Total Harga

Komp. A

=Rp977.866.492/ 1.587.000

=616.186 Rp/kW-Tahun

a. Total Harga = 616.186 Rp/kW-Tahun

b. Harga Komp. A Lokal =

(Rp507.207.704+Rp462.242.951)/

Rp977.866.492) x Total Harga =

610.870 Rp/kW-Tahun

c. Harga Komp. A Foreign

=(Rp8.435.838/Rp.977.866.492) x Total

Harga = 5.316 Rp/kW-Tahun

Contoh Perhitungan Pendapatan, jika faktor kesiapan pada bulan-n = 92%, kurs awal 9.000/USD

dan kurs bulan ke-n 9.250/USD

Total Pendapatan

Komp. A bulan

ke-n

= DMN x Harga Komp.A x

(Total hari perbulan/total hari

tahun) x EAF

= 1.725.000 kW x

616.186Rp/kW x (31/366) x

0,92

= Rp82.826.451.593

a. Total Pendapatan A Lokal = DMN x

Harga Komp.A Lokal x (total hari

perbulan/total hari tahun) x EAF =

1.725.000 kW x 610.870 Rp/kW x

(31/366) x 0,92 = Rp82.111.940.724

b. Total Pendapatan A Foreign = DMN x

Harga Komp.A Foreign x (total hari

perbulan/total hari tahun) x EAF x (kurs

bulan ke-n/kurs awal kontrak) =

1.725.000 kW x 5.316 Rp/kW x

(31/366) x 0,92 x (9.250/9.000) =

Rp734.358.392

c. Total pendapatan komp. A = Total

pendapatan A lokal + Total Pendapatan

A Foreign

= Rp82.846.299.117


13

Jadi, dalam hal struktur biaya ini PLTU Batubara kapasitas 3.400 MW terdapat

selisih pendapatan yang mungkin dapat diterima yaitu ±20 juta. Nilai ini baru selisih

pendapatan dalam 1 bulan dan jika diakumulasi dalam periode tahun maka selisih

pendapatan yang mungkin dapat diterima yaitu ±240 juta. Dan hal ini menjadi nilai yang

cukup signifikan ketika dimana PLTU Batubara ini bernaung yaitu PT XYZ memiliki

pembangkit lain yang memiliki struktur biaya dengan biaya pinjaman yang lokal dan foreign

sebanyak 4 pembangkit dan selisih pendapatan yang mungkin dapat diterima adalah sebesar

± 1 Milyar setiap tahunnya. Selisih pendapatan ini akan menjadi meningkat lagi apabila ada

struktur biaya selain Komponen A yang memiliki struktur biaya dengan proporsi nilai lokal

dan foreign.

4.3 Faktor Teknis yang Mempengaruhi Penentuan Harga (Pricing Decision)

Tabel 4.5 Faktor Terkait Penentuan Harga

Pricing / Harga

Per Komponen Faktor Terkait Target Perusahaan

A

1. Kapasitas

2. Faktor Kesiapan

(EAF)

3. Biaya

Lokal/Foreign

Menyediakan Kapasitas pembangkit.

(DMN x EAF)

B

1. Kapasitas

2. Faktor Kesiapan

(EAF)

3. Biaya

Lokal/Foreign

Menjaga ketersediaan Kapasitas.

Mengoperasikan unit pembangkit sesuai

permintaan pembeli dalam batas-batas

ketentuan teknis mesin

(DMN x EAF)

C Energi yang

dihasilkan

1. Menjamin tingkat efisiensi mesin.

2. Menjamin ketersediaan bahan bakar

D Energi yang

dihasilkan

1. Menjamin tingkat efisiensi mesin.

2. Menjamin ketersediaan bahan-bahan lain

untuk produksi (pelumas, kimia)

Sumber : PT XYZ


14

5. Pembahasan

Pendekatan yang digunakan dalam penentuan harga untuk jangka panjang dalam

perusahaan pembangkit tenaga listrik adalah pendekatan berdasarkan biaya (cost based) dan

bukan market based. Hal ini dikarenakan penentuan harga jangka panjang untuk perusahaan

pembangkit listrik adalah dimulai dengan mengidentifikasi atas biaya yang digunakan dalam

memproduksi energi dan memperhitungan nilai margin/profit yang diharapkan. Dan setiap

pengembalian atas biaya tersebut, ditentukan dalam bentuk biaya per komponen yang disebut

biaya komponen ABCD yang perlu ditentukan harga per komponenenya nanti. Berikut penentuan

harga yang didasarkan pada biaya yang digunakan (cost based) yaitu :

a. Komponen Biaya Tetap (Fixed Cost), berdasarkan kapasitas

1. Komponen A (Capital Cost Recovery)

Merupakan pengembalian atas biaya kapital/modal yang ditanamkan dalam pembangunan

pusat pembangkit, dimana terdiri dari :

a. Biaya Penyusutan

b. Bunga Pinjaman (Buang Pinjaman Rp dan US$)

c. Margin (Ekuitas x ROE)

!"#$" !"#$.! (!"!"

!"ℎ!") = (!"!"! !"#$%&%'(# + !"#$% !"#$%&%# +!"#$%&)

(!"# ! !"# !"#$%&")

2. Komponen B (Fixed Cost Operation and Maintenance / O&M)

Merupakan biaya yang harus dibayarkan/dikeluarkan dengan tidak melihat apakah unit

pembangkit tersebut beroperasi menghasilkan produksi energi/tidak, terdiri dari :

a. Biaya Pemeliharaan

b. Biaya Administrasi dan Asuransi

c. Biaya Kepegawaian

!"#$" !"#$.! (!"!"

!"ℎ!") = (!"#$# !"#"$%ℎ!"!!# + !"#$# !"#.+!"#$# !"#"$%&%'%()

(!"# ! !"# !"#$%&")


15

b. Komponen Biaya Variabel (Variable Cost), berdasarkan energi

1. Komponen C

Merupakan penggantian atas biaya bahan bakar yang digunakan dalam memproduksi

energi listrik. Harga dan perlakuan untuk energi primer/bahan bakar yang digunakan

oleh pembangkit berbeda satu sama lain bergantung pada kesepakatan Heat Rate-nya dan

besaran Heat Rate ini adalah hasil dari pengujian.

!"#$" !"#$.! (!"!"ℎ

) = ℎ!"#! !ℎ! !"#"$ !"#!$%&'() ! !"#$%#$"!"#$" !"#$%

Penjelasan dari formulasi diatas sebagai berikut :

a. Heatrate (satuan : kcal/kwh) yaitu nilai efisiensi mesin dalam menghasilkan energi

listrik.

b. Nilai kalor bahan bakar (satuan : kcal/kg, tergantung bahan bakar yang digunakan)

yang mempengaruhi kualitas bahan bakar, dimana semakin besar nilai kalor akan

semakin baik.

2. Komponen D

Merupakan penggantian atas biaya O&M variabel yaitu seperti pelumas/oli, bahan kimia,

dan air pendingin. Semakin sering dan berat kerja si pembangkit, semakin dibutuhkan

pula pelumas dan juga sebaliknya.

!"#$" !"#$.! (!"!"ℎ

) = !"#$# !"#$%& !"#$%&' + !"#"$ + !"#

!"#$%& !"#$ !"#$%&'"('$%

Setelah mengetahui proses penentuan harga per komponen pada tahun yang akan datang

dengan perhitungan yang telah menjadi formulasi yang dilakukan perusahaan, perlu menjadi

perhatian manajemen pula tentang apakah telah benar penentuan harga yang ditetapkan dan

apakah harga tersebut telah meng-cover seluruh biaya yang menjadi fixed cost perusahaan, seperti

yang dijelaskan dalam tabel 4.4.

Dan faktor terkait yang memacu penulis untuk menganalisis pendapatan selanjutnya

adalah faktor teknis yaitu faktor kesiapan/EAF. Dalam menganalisis ini dapat diketahui bahwa


16

PLTU Batubara menggunakan practical capacity atas penentuan kapasitas kesiapannya, dimana

kapasitas kesiapannya telah dikurangi dengan jadwal pemeliharaan mesin pembangkit dan jam

tidak mampu mesin. Berikut dapat dijabarkan tentang penentuan kesiapan pembangkit yang

menggunakan practical capacity :

Gambar 4.1 Kondisi Kesiapan Equivalent Pembangkit

Sumber : Prosedur Tetap Deklarasi Kesiapan dan Indeks Kinerja Pembangkit, PT PLN P3B JB, 2010

Dalam menentukan practical capacity yang menggambarkan aktual kondisi mesin

pembangkit listrik seperti gambar diatas adalah dengan menggunakan formulasi Equivalent

Availability Factor (EAF), yaitu faktor kesiapan ekivalen dimana memiliki persamaan yaitu :

!"# =AH− EFDH+ EPDH+ EMDH+ EFDHRS

PH X 100%

Dimana,

AH = Availability hours, adalah jumlah jam unit pembangkit siap dioperasikan yaitu

jumlah Service Hours (SH) + Reserve Shutdown (RSH) + Synchronous

Condensing Hours,


17

EFDH = Equivalent Force Derating Hours, adalah perkalian antara jumlah jam unit

pembangkit derating/kondisi pembangkit saat turun beban secara paksa dengan

besar penurunan beban dibagi DMN (Daya Mampu Netto)

EPDH = Equivalent Planned Derating Hours, adalah perkalian antara jumlah jam unit

Pembangkit derating terencana termasuk perpanjangannya dan besar penurunan

derating dibagi dengan DMN.

EFDHRS = Equivalent Force Derating Hours During Reserve Shutdown, adalah perkalian

antara jumlah jam unit Pembangkit forced derating selama Standby dan besar

penurunan derating dibagi dengan DMN.

PH = Period Hour, total jumlah jam dalam suatu periode tertentu yang sedang

diamati selama unit dalam status Aktif.

Faktor kesiapan/ EAF sangat memiliki peran yaitu ;

1. Sebagai salah satu faktor penentu dalam menentukan harga komponen A dan B yang berlaku

secara tahunan

2. Dalam kurun waktu satu bulan, EAF tahunan akan dipertajam dalam EAF bulanan dan ini

sangat signifikan berpengaruh dalam pendapatan komponen A dan B yang secara umum

dapat dikatakan sebagai pendapatan fixed karena biaya pada komponen A dan B merupakan

fixed cost yang harus ditanggung perusahaan pembangkit.

Pendapatan Komponen terkait faktor kesiapan/EAF :

a. Pembayaran Komponen A untuk Pengembalian Biaya Investasi

Komp. A = DMN x Hkap x EAFaktual, untuk EAFaktual ≤ EAFdeclare

atau A = DMN x Hkap x [ EAFdeclare + 0,5*(EAFaktual- EAFdeclare) ], untuk EAFaktual >

EAFdeclare

Dimana:

1. DMN = Daya Mampu Netto (kW) adalah kapasitas pembangkit yang dapat disediakan

2. Hkap = Harga / tarif kapasitas untuk pengembalian atas biaya modal (Rp/kW-tahun)

3. EAFaktual = Equivalent Availability Factor aktual bulan transaksi

= 1- ((kWh outage + kWh derating) / (DMN x jam periode transaksi)


18

4. EAFdeclare = Equivalent Availability Factor yang di-declare/direncanakan pada bulan

transaksi (contoh format faktor kesiapan Pembangkit pada lampiran 1)

b. Pembayaran Komponen B Untuk Pengembalian Biaya Tetap Operation and Maintenance

(O&M)

Komp. B = DMN x Hfix x EAFaktual, untuk EAFaktual ≤ EAFdeclare

atau B = DMN x Hfix x EAFdeclare, untuk EAFaktual > EAFdeclare

Dimana,

1. DMN = Daya Mampu Netto (kW) adalah kapasitas pembangkit yang dapat disediakan

2. Hfix = Harga / tarif O&M Fix untuk pengembalian atas biaya tetap O&M

(Rp/kW-tahun)

3. EAFaktual = Equivalent Availability Factor aktual bulan transaksi

= 1- ((kWh outage + kWh derating) / (DMN x jam periode transaksi)

4. EAFdeclare = Equivalent Availability Factor yang di-declare/direncanakan pada bulan

transaksi

6. Kesimpulan

Analisis yang penulis lakukan atas pembahasan penentuan harga jual (pricing decision)

khususnya pada PLTU Kapasitas 3.400 MW dengan tujuan diawal penelitian adalah untuk

menganalisis penentuan harga, mengevaluasi kebijakan penentuan harga dan faktor teknis yang

mempengaruhi penentuan harga, maka diakhir analisis ini penulis dapat menarik kesimpulan

sebagai berikut:

1. Dalam perusahaan pembangkit listrik, bahwa penentuan harga/pricing decision atas produk

yang dihasilkan terbentuk tidak seperti produk output pada umumnya yaitu Rp/produk tetapi

terbentuk harga Rp/komponen biaya dalam hal ini yaitu Rp/komponen ABCD. Khusus untuk

harga Rp/kWh pada komponen C atas pengembalian biaya bahan bakar, perlu menjadi

evaluasi tersendiri. Hal ini dikarenakan semakin murah Rp/kWh bahan bakar yang dimiliki

mesin pembangkit maka besar kemungkinan dipilih oleh pembeli dibandingkan dengan

pembangkit pesaing. Untuk itu kontrak pembelian atas bahan bakar dengan kualitas prima

menjadi kunci utama.

2. Struktur biaya yang digunakan dalam penentuan harga produk hingga digunakan dalam

formulasi perhitungan pendapatan dapat dijadikan bahan evaluasi tersendiri bagi perusahaan.


19

Terutama ketika struktur biaya tersebut menjadi potensi terhadap kurangnya pendapatan

perusahaan yang seharusnya tidak dialami. Dalam analisis ini terjadi potensi kehilangan

pendapatan ketika biaya bunga peminjaman dalam struktur biaya komponen A yang berasal

dari lokal dan foreign tidak dipisahkan dalam formulasi perhitungan pendapatan.

3. Penentuan harga/pricing decision pada perusahaan pembangkit juga tak luput dari indikator

teknis yang mempengaruhinya yaitu faktor kesiapan / EAF (Equivalent Availability Factor).

Nilai faktor kesiapan ini menjadi kunci pendapatan terutama atas penentuan harga untuk

komponen A dan B karean harga pendapatan ini disesuaikan berdasarkan atas kapasitas yang

dinyatakan siap oleh pembangkit. Sedangkan pengaruh pada komponen C dan D tidak terlalu

signifikan. Dan analisis terhadap kehilangan pendapatan yang terjadi atas perencanaan faktor

kesiapan / EAF pembangkit perlu menjadi perhatian lagi terkait aktual dilapangan

menggunakan practical capacity. Memungkinkan saja jadwal atas pemeliharaan mesin

pembangkit belum dipertajam dengan maksimal.

7. Saran

Penelitan studi kasus ini memiliki keterbatasan dalam pelaksanaannya dan dengan

keterbatasan tersebut penulis dapat memberikan saran untuk penelitian selanjutnya yaitu :

1. Analisis yang dilakukan penulis terbatas pada PLTU dengan berbagai pertimbangan analisis

yang melatarbelakanginya, pada penelitian selanjutnya disarankan untuk melakukan

penelitian terhadap pusat listrik yang lainnya seperti PLTGU, PLTG, PLTD, PLTP, dan

PLTA.

2. Data penelitian dalam analisis ini terbatas pada perusahaan yang dianalisis dan kebutuhan

data pesaing dalam pasar yang sama masih terlihat belum banyak disajikan karena jenis

perusahaan dalam pasar tersebut masih banyak yang belum terdaftar pada Bursa Efek

Indonesia (BEI), untuk itu diharapkan penelitian selanjutnya dapat lebih menyajikan data

pesaing dalam pasar yang sama dan terdaftar pada BEI sehingga data yang diperoleh lebih

kaya untuk dianalisis.


20

8. Daftar Referensi

Horngren, Charles T., Datar, Srikant M., & Rajan. Madhav V. 2011. Cost Accounting (14th ed). Pearson. Isrochmani. 1982. Perencanaan Biaya Operasi PLTU Sehubungan Dengan Keandalan Pembangkitan Tenaga Listrik

yang Optimal (Studi Kasus di PLTU Muara Karang). Skripsi. Komite Manajemen Ketenagalistrikan Jawa-Bali. 2009. Aturan Transaksi Grid- Code. Matsukawa, Isamu. 2007. The effect of average revenue regulation on electricity transmission investmen and

pricing. Journal of Energy Economics. Nusyirwan. 2010. Manajemen Pembangkit Tenaga Listrik. ISTN. PLN P3BJB. 2010. Prosedur Tetap Deklarasi Kesiapan dan Indeks Kinerja Pembangkit. PLN P3BJB. 2009. Aturan Transaksi Sistem Jawa-Bali. Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional (RUKN). 2005. Departemen Energi dan Sumber Daya Mineral. Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) PT PLN (Persero) Tahun 2011-2020. 2011. PT PLN (Persero) Sekaran, Uma. 5th Edition. Research Methods for Business. Statistik PLN 2011 Statistik PLN P3B JB 2011 Undang-undang No. 30 Tahun 2009 Weigt, Hannes. 2008. Price formation and market power in ther German Wholesale Electricity Market in 2006.

Journal Energy Policy


ANALISIS PENENTUAN HARGA JUAL ENERGI LISTRIK …

Documents

Transcript of ANALISIS PENENTUAN HARGA JUAL ENERGI LISTRIK …