BAB 4

PENGUMPULAN, PENGOLAHAN DAN ANALISIS

DATA

4.1. Pengumpulan Data

4.1.1. Alternatif Jenis Pembangkit

Diantara beberapa jenis pembangkit tenaga listrik seperti yang diuraikan di Bab 2,

maka berdasarkan studi pendahuluan dan wawancara dengan responden hanya ada

tiga jenis pembangkit yang sesuai untuk diterapkan di industri manufaktur, yaitu :

- Generator Gas Engine

- Generator Diesel Engine

- Turbin Uap dual fuel (diesel – natural gas)

Ketiga pembangkit diatas mempunyai kelebihan untuk dipakai di industri yaitu :

1. Mampu menghasilkan daya hingga tingkat menengah (125 kW – 2MW)

2. Ukurannya relatif compact, sehingga bisa ditempatkan sedekat mungkin

dengan fasilitas produksi.

3. Tidak banyak memerlukan infrastruktur pendukung, mudah dalam prosedur

pengoperasian dan perawatan.

4. Bahan bakar relatif mudah diperoleh.

Dengan alternatif diatas maka dilakukan pemilihan berdasarkan kriteria yang

ditetapkan PT.AHM untuk pembangkit, yaitu :

90

- Biaya investasi

- Biaya produksi listrik

- Kualitas tenaga listrik

- Kemudahan operasional, maintenance dan trouble shooting

- Kontinuitas bahan bakar

Berdasarkan alternatif dan kriteria diatas maka dibuat kuosioner (lampiran)

sebagai input metode AHP yang akan dipakai melakukan pemilihan alternatif.

Kuosioner diberikan kepada tiga kelompok responden yang cukup mewakili proyek

pembangunan power plant, yaitu :

1. Owner (pemilik proyek), dalam hal ini manajemen PT.Astra Honda Motor,

yang diwakili oleh : - Facility Provider Plant 1 : 2 orang

- Facility Provider Plant 2 : 2 orang

- Facility Provider Plant 3 : 2 orang

2. Kontraktor Power, Mechanical and Electrical, terdiri dari :

- PT. Prima Jaya Guna Engineering : 2 orang

- PT. Taiyo Sinar raya Teknik : 1 orang

- PT. Indah Yamamitra : 1 orang

- PT. Quantum Intra Teknik : 1 orang

3. Konsultan Power, Mechanical and Electrical, yaitu :

- PT. Gistama Inti Semesta : 2 orang +

Total Jumlah Responden : 12 orang

91

Berikut adalah tabel yang menunjukkan kesimpulan hasil kuosioner. Point dengan

tanda (*) merupakan rata-rata scoring skala prioritas responden terhadap pilihannya.

Tabel 4.1

Kesimpulan hasil kuosioner

Alternatif Pembangkit No. Kriteria

Pilihan 1 Pilihan 2 Pembangkit

Pilihan Responden Point

Gas Engine (GE) Diesel Engine (DE) Diesel Engine (DE) 1 2 3* 4 5 6 7 8 9

Gas Engine (GE) Turbin Uap (TU) Turbin Uap (TU) 1 2* 3 4 5 6 7 8 9 1 Biaya Investasi

Diesel Engine (DE) Turbin Uap (TU) Diesel Engine (DE) 1 2 3 4* 5 6 7 8 9

Gas Engine (GE) Diesel Engine (DE) Gas Engine (GE) 1 2 3 4 5* 6 7 8 9

Gas Engine (GE) Turbin Uap (TU) Gas Engine (GE) 1 2 3 4* 5 6 7 8 9 2 Biaya Produksi Listrik

Diesel Engine (DE) Turbin Uap (TU) Turbin Uap (TU) 1 2 3* 4 5 6 7 8 9

Gas Engine (GE) Diesel Engine (DE) Gas Engine (GE) 1 2 3* 4 5 6 7 8 9

Gas Engine (GE) Turbin Uap (TU) Gas Engine (GE) 1 2 3* 4 5 6 7 8 9 3 Kualitas Tenaga Listrik

Diesel Engine (DE) Turbin Uap (TU) Diesel Engine (DE) 1 2* 3 4 5 6 7 8 9

Gas Engine (GE) Diesel Engine (DE) Gas Engine (GE) 1 2* 3 4 5 6 7 8 9

Gas Engine (GE) Turbin Uap (TU) Gas Engine (GE) 1 2 3 4* 5 6 7 8 9 4

Kemudahan Operasional,

Maintenance dan Trouble

shooting Diesel Engine (DE) Turbin Uap (TU) Diesel Engine (DE) 1 2 3 4* 5 6 7 8 9

Gas Engine (GE) Diesel Engine (DE) Diesel Engine (DE) 1 2* 3 4 5 6 7 8 9

Gas Engine (GE) Turbin Uap (TU) Turbin Uap (TU) 1 2 3* 4 5 6 7 8 9 5 Kontinuitas Bahan Bakar

Diesel Engine (DE) Turbin Uap (TU) Turbin Uap (TU) 1 2 3* 4 5 6 7 8 9

4.1.2. Daya dan Tarif Listrik

Saat ini PT.AHM Plant III berlangganan listrik dari PT.Cikarang Listrindo dengan

kelas I-4. Suplai dari PT.CL untuk PT.AHM Plant II terdiri dari dua cabang, yaitu :

1. Gardu Utility 1, dengan kapasitas terpasang 6000 kVA (kilo Volt Ampere).

2. Gardu Utility 2, dengan kapasitas terpasang 4600 kVA (kilo Volt Ampere).

92

Maka kapasitas total terpasang efektif PT.AHM Plant III per bulan adalah :

24228.046006000

××⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ + = (10,600/0.8) x 22 x 24 = 4,477,440 kWh

Dimana 0.8 adalah faktor transisi dari kVA ke KW (1 kVA = 0.8 kW).

Sedangkan tarif yang diberlakukan oleh PT.Cikarang Listrindo adalah sebagai

berikut (data per Juli 2007) :

- Untuk pemakaian saat WBP (waktu beban puncak/Rate 1) antara pukul 07.00 –

22.00 = Rp.742.59/kWh.

- Untuk pemakaian saat LWBP (luar waktu beban puncak/Rate 2) antara pukul

22.00 – 07.00 = Rp.742.59/kWh.

- Biaya beban (capacity charge) = Rp. 39,836/kVA.bulan, biaya ini selalu sama

tiap bulannya (identik dengan biaya abonemen).

4.1.3. Pemakaian Daya Listrik

Data pemakaian listrik yang diambil adalah data aktual pemakaian listrik untuk

Gardu Utility 1 dan Gardu Utility 2 dimulai dari periode Juli 2006 sampai dengan

Juni 2007. Nama setiap bulan diganti dengan penomoran untuk mempermudah

pengolahan data, seperti ditunjukkan oleh tabel 4.2, sedangkan pola pemakaian listrik

dapat dilihat pada grafik 4.1

93

Tabel 4.2

Data pemakaian daya listrik aktual periode Juli 2006 – Juni 2007

4.1.4. Data Jam dan Hari Kerja

Jumlah hari kerja normal tanpa overtime per bulan adalah 22 hari kerja.

PT.AHM Plant III dalam keadaan produksi normal (juga tanpa overtime)

menerapkan dua shift kerja, dimana :

- Jam kerja shift 1 dimulai dari jam 07.00 – 16.00.

- Jam kerja shift 2 dimulai dari jam 16.00 – 24.00.

Sedangkan waktu yang dibutuhkan untuk inisialisasi (persiapan run) mesin

sendiri kurang lebih 1 jam. Dan juga setelah jam kerja shift 2 berakhir, masih ada

beberapa mesin seperti pompa-pompa dan penerangan umum yang tetap bekerja

secara otomatis. Sehingga diasumsikan jam kerja per hari adalah 24 jam.

Gardu Utility 1 (kWh)

Gardu Utility 2 (kWh)

Tahun Bulan Notasi Jumlah

Produksi (Unit) LWBP

(kWh) WBP (kWh)

LWBP (kWh)

WBP (kWh)

Total LWPB

Total WBP

Total Pemakaian

Daya Listrik

Plant III (kWh)

Jul-06 1 66,000 494,100 1,149,900 547,200 867,700 1,041,300 2,017,600 3,058,900

Aug-06 2 86,000 655,600 1,519,900 598,700 1,346,500 1,254,300 2,866,400 4,120,700

Sep-06 3 94,923 673,000 1,413,300 461,900 1,357,600 1,134,900 2,770,900 3,905,800

Oct-06 4 63,840 636,200 1,303,600 427,000 1,477,500 1,063,200 2,781,100 3,844,300

Nov-06 5 120,215 677,000 1,402,100 610,900 1,359,800 1,287,900 2,761,900 4,049,800

2006

Dec-06 6 110,188 720,200 1,454,800 832,300 1,463,300 1,552,500 2,918,100 4,470,600

Jan-07 7 66,301 659,600 1,343,800 695,100 1,089,000 1,354,700 2,432,800 3,787,500

Feb-07 8 66,619 582,700 1,262,200 703,500 1,009,400 1,286,200 2,271,600 3,557,800

Mar-07 9 63,272 536,900 1,130,100 627,400 922,400 1,164,300 2,052,500 3,216,800

Apr-07 10 62,051 545,100 1,142,400 632,900 939,100 1,178,000 2,081,500 3,259,500

May-07 11 71,350 663,400 1,392,700 762,400 1,298,600 1,425,800 2,691,300 4,117,100

2007

Jun-07 12 67,900 682,400 1,409,200 574,400 1,308,900 1,256,800 2,718,100 3,974,900

94

4.2. Pengolahan Data

4.2.1. Penentuan Jenis Pembangkit Listrik

Penentuan jenis pembangkit dilakukan dengan metode AHP (Analythical

Hierarchy Process) dengan input data berupa kesimpulan hasil kuosioner seperti

ditunjukkan oleh tabel 4.1. Tahap - tahap penentuan jenis pembangkit dengan metode

AHP adalah sebagai berikut :

1. Membuat Matriks pairwise comparison untuk alternatif pada setiap kriteria

keputusan yang ditetapkan, yaitu : biaya investasi, biaya produksi listrik,

kualitas tenaga listrik, kemudahan operasional dan kontinuitas bahan bakar

Tabel 4.3

Matriks Pairwise Comparison untuk alternatif pada setiap kriteria

Kriteria 1. Biaya Investasi Kriteria 2. Biaya Produksi Listrik

Pembangkit GE DE TU Pembangkit GE DE TU

GE 1 1/3 1/2 GE 1 5 4

DE 3 1 4 DE 1/5 1 1/3

TU 2 1/4 1 TU 1/4 3 1

Kriteria 3. Kualitas Tenaga Listrik

Kriteria 4. Kemudahan Operasional, Maintenance & Trouble shooting

Pembangkit GE DE TU Pembangkit GE DE TU

GE 1 3 3 GE 1 2 4

DE 1/3 1 2 DE 1/2 1 4

TU 1/3 ½ 1 TU 1/4 1/4 1 Kriteria 5. Kontinuitas Bahan Bakar

Pembangkit GE DE TU

GE 1 2 1/3

DE 1/2 1 1/3

TU 3 3 1

95

2. Menjumlahkan nilai pada setiap kolom

Tabel 4.4

Penjumlahan nilai setiap kolom

Kriteria 1. Biaya Investasi Kriteria 2. Biaya Produksi Listrik

Pembangkit GE DE TU Pembangkit GE DE TU

GE 1 1/3 ½ GE 1 5 4

DE 3 1 4 DE 1/5 1 1/3

TU 2 1/4 1 TU 1/4 3 1

Jumlah 6 1 7/12 5 1/2 Jumlah 1 9/20 9 5 1/3

Kriteria 3. Kualitas Tenaga Listrik

Kriteria 4. Kemudahan Operasional, Maintenance & Trouble shooting

Pembangkit GE DE TU Pembangkit GE DE TU

GE 1 3 3 GE 1 2 4

DE 1/3 1 2 DE 1/2 1 4

TU 1/3 1/2 1 TU 1/4 1/4 1

Jumlah 1 2/3 4 1/2 6 Jumlah 1 3/4 3 1/4 9

Kriteria 5. Kontinuitas Bahan Bakar

Pembangkit GE DE TU

GE 1 2 1/3

DE 1/2 1 1/3

TU 3 3 1

Jumlah 4 1/2 6 1 2/3

3. Membagi nilai tiap kolom terkait dengan hasil penjumlahan, kemudian hasil

tiap kolom dijumlahkan lagi, hasilnya harus sama dengan 1.

Tabel 4.5

Pembagian nilai kolom dengan hasil penjumlahan

Kriteria 1. Biaya Investasi Kriteria 2. Biaya Produksi Listrik

Pembangkit GE DE TU Pembangkit GE DE TU GE 1/6 4/19 1/11 GE 20/29 5/9 3/4

DE 1/2 12/19 8/11 DE 4/29 1/9 1/16

TU 1/3 3/19 2/11 TU 5/29 1/3 3/16

Jumlah 1 1 1 Jumlah 1 1 1

96

Lanjutan Tabel 4.5

Pembagian nilai kolom dengan hasil penjumlahan

Kriteria 3. Kualitas Tenaga Listrik Kriteria 4. Kemudahan Operasional, Maintenance & Trouble shooting

Pembangkit GE DE TU Pembangkit GE DE TU GE 3/5 2/3 1/2 GE 4/7 8/13 4/9 DE 1/5 2/9 1/3 DE 2/7 4/13 4/9 TU 1/5 1/9 1/6 TU 1/7 1/13 1/9

Jumlah 1 1 1 Jumlah 1 1 1 Kriteria 5. Kontinuitas Bahan Bakar Pembangkit GE DE TU

GE 2/9 1/3 1/5 DE 1/9 1/6 1/5 TU 2/3 1/2 3/5

Jumlah 1 1 1

4. Merubah nilai kolom ke bentuk desimal dan mencari nilai rata-rata tiap baris.

Tabel 4.6

Nilai Rata-rata tiap baris

Kriteria 1. Biaya Investasi Kriteria 2. Biaya Produksi Listrik

Pembangkit GE DE TU Rata-rata Pembangkit GE DE TU

Rata-rata

GE 0.167 0.211 0.091 0.156 GE 0.690 0.556 0.750 0.665 DE 0.500 0.632 0.727 0.620 DE 0.138 0.111 0.063 0.104 TU 0.333 0.158 0.182 0.224 TU 0.172 0.333 0.188 0.231

Jumlah 1.000 Jumlah 1.000

Kriteria 3. Kualitas Tenaga Listrik Kriteria 4. Kemudahan Operasional, Maintenance & Trouble shooting

Pembangkit GE DE TU Rata-rata Pembangkit GE DE TU

Rata-rata

GE 0.600 0.667 0.500 0.589 GE 0.571 0.615 0.444 0.544 DE 0.200 0.222 0.333 0.252 DE 0.286 0.308 0.444 0.346 TU 0.200 0.111 0.167 0.159 TU 0.143 0.077 0.111 0.110

Jumlah 1.000 Jumlah 1.000

97

Lanjutan Tabel 4.6

Nilai Rata-rata tiap baris

Kriteria 5. Kontinuitas Bahan Bakar

Pembangkit GE DE TU Rata-rata

GE 0.222 0.333 0.200 0.252

DE 0.111 0.167 0.200 0.159

TU 0.667 0.500 0.600 0.589 Jumlah 1.000

Tabel 4.7

Resume Tabel 4.6

Pembangkit Biaya Investasi

Biaya Produksi

Listrik

Kualitas Tenaga Listrik

Kemudahan Operasional,

Maintenance & troubleshooting

Kontinuitas Bahan Bakar

Gas Engine (GE) 0.156 0.665 0.589 0.544 0.252 Diesel Engine (DE) 0.620 0.104 0.252 0.346 0.159

Turbin Uap (TU) 0.224 0.231 0.159 0.110 0.589

5. Membuat tabel matriks order of importance untuk kriteria

Tabel 4.8

Order of importance Kriteria

Kriteria Biaya Investasi

Biaya Produksi

Listrik

Kualitas Tenaga Listrik

Kemudahan Operasional,

Maintenance & troubleshooting

Kontinuitas Bahan Bakar

Biaya Investasi 1 1/2 2 2 2

Biaya Produksi Listrik 2 1 2 3 3

Kualitas Tenaga Listrik ½ 1/2 1 2 3

Kemudahan Operasional, Maintenance dan Trouble shooting

½ 1/3 1/2 1 2

Kontinuitas Bahan Bakar ½ 1/3 1/3 1/2 1

98

6. Mengulangi langkah 2 sampai dengan 4, sehingga didapat resume berupa

tabel berikut.

Tabel 4.9

Nilai Rata-rata tiap baris untuk kriteria

Kriteria Biaya Investasi

Biaya Produksi

Listrik

Kualitas Tenaga Listrik

Kemudahan Operasional,

Maintenance & troubleshooting

Kontinuitas Bahan Bakar

Rata-rata

Biaya Investasi 0.222 0.188 0.343 0.235 0.182 0.234

Biaya Produksi Listrik 0.444 0.375 0.343 0.353 0.273 0.358

Kualitas Tenaga Listrik 0.111 0.188 0.171 0.235 0.273 0.196

Kemudahan Operasional, Maintenance dan Trouble shooting

0.111 0.125 0.086 0.118 0.182 0.124

Kontinuitas Bahan Bakar 0.111 0.125 0.057 0.059 0.091 0.089

Jumlah 1.000

Nilai rata-rata dari tabel 4.9 diatas merupakan nilai eigen vector yang akan

dijadikan faktor pengali untuk matriks alternatif pembangkit, berikut adalah tabel

eigen vector.

Tabel 4.10

Eigen vector

Kriteria

Biaya Investasi 0.234

Biaya Produksi Listrik 0.358

Kualitas Tenaga Listrik 0.196 Kemudahan Operasional, Maintenance dan Trouble shooting

0.124

Kontinuitas Bahan Bakar 0.089

99

7. Mengalikan matriks alternatif pembangkit (tabel 4.7) dengan matriks eigen

vector (tabel 4.10)

Tabel 4.11

Perkalian matriks alternatif dan kriteria

8. Dari perkalian matriks diatas didapat scoring akhir sebagai berikut :

- Gas Engine = (0.156x0.234) + (0.665x0.358) + (0.589x0.196) +

(0.544x0.124) + (0.252x0.089) = 0.4794

- Diesel Engine = (0.620x0.234) + (0.104x0.358) + (0.252x0.196) +

(0.346x0.124) + (0.159x0.089) = 0.2884

- Turbin Uap = (0.224x0.234) + (0.231x0.358) + (0.159x0.196) +

(0.11x0.124) + (0.589x0.089) = 0.2321

Dari hasil scoring diatas diperoleh nilai tertinggi 0.4974 untuk Gas Engine,

sehingga untuk pembangkit yang akan direncanakan dipilih jenis Gas Engine

Generator.

bangkit Biaya Investasi

Biaya Produksi

Listrik

Kualitas Tenaga Listrik

Kemudahan Operasional,

Maintenance & troubleshooting

Kontinuitas Bahan Bakar

Kriteria

Gas Engine (GE) 0.156 0.665 0.589 0.544 0.252 Biaya Investasi 0.234 Diesel Engine

(DE) 0.620 0.104 0.252 0.346 0.159 Biaya Produksi Listrik 0.358

Turbin Uap (TU) 0.224 0.231 0.159 0.110 0.589 Kualitas Tenaga Listrik 0.196

Kemudahan Operasional, Maintenance dan Trouble shooting

0.124

Kontinuitas Bahan Bakar 0.089

100

Konsumsi Daya Listrik Plant 3

3,905,800 3,844,3004,049,800

4,470,600

3,557,800

3,259,500

4,117,1003,974,900

3,216,800

3,058,900

4,120,700

3,787,500

0

500,000

1,000,000

1,500,000

2,000,000

2,500,000

3,000,000

3,500,000

4,000,000

4,500,000

5,000,000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Bulan

Day

a (k

Wh)

WBP

LWBP

Total

Linear(Total)

Linear(LWBP)

Linear(WBP)

4.2.2. Peramalan Pemakaian Tenaga Listrik

Grafik 4.1

Pola pemakaian tenaga listrik

Pola data pemakaian listrik seperti pada Grafik 4.1 dapat dikelompokkan sebagai

jenis pola data stasioner, tetapi mempunyai kecenderungan ke arah pola trend. Untuk

itu data tersebut akan dianalisis dengan tiga metode peramalan yaitu Single Moving

Averages, Single Exponential Smoothing, dan Regresi linier dengan deret waktu.

Hasil perhitungan dari ketiga metode tersebut hanya ditampilkan resumenya saja,

sedangkan detailnya ditampilkan pada lampiran.

Perhitungan peramalan adalah sebagai berikut :

Peramalan pertama menggunakan metode Single Moving Averages. Pada

metode ini digunakan 3 macam periode yaitu 2, 4 dan 5 periode. Pengolahan

data dengan metode ini menghasilkan perhitungan seperti pada tabel berikut.

101

Tabel 4.12

Hasil forecast Daya Metode Single Moving Average

Notasi Periode

Actual Data (Xi)

SMA 2 periode

SMA 4 periode

SMA 5 periode

1 3,058,900 2 4,120,700 3 3,905,800 3,589,800 4 3,844,300 4,013,250 5 4,049,800 3,875,050 3,732,425 6 4,470,600 3,947,050 3,980,150 3,795,900 7 3,787,500 4,260,200 4,067,625 4,078,240 8 3,557,800 4,129,050 4,038,050 4,011,600 9 3,216,800 3,672,650 3,966,425 3,942,000 10 3,259,500 3,387,300 3,758,175 3,816,500 11 4,117,100 3,238,150 3,455,400 3,658,440 12 3,974,900 3,688,300 3,537,800 3,587,740

MSE 206,163,884,500 261,236,983,438 277,444,311,257 MAPE 10.37 13.17 13.72

Peramalan kedua menggunakan metode Single Exponential Smoothing. Pada

metode ini digunakan smoothing constant (α) yang bernilai 0.1, 0.6, dan 0.95.

Penentuan α dilakukan dengan cara trial and error. Pengolahan data dengan

metode ini menghasilkan perhitungan seperti pada tabel berikut.

Tabel 4.13

Hasil forecast Daya Metode Single Exponential Smoothing

Notasi Periode

Actual Data (Xi)

α = 0.1 α = 0.6 α = 0.95

1 3,058,900 2 4,120,700 3,058,900 3,058,900 3,058,900 3 3,905,800 3,165,080 3,695,980 4,067,610 4 3,844,300 3,239,152 3,821,872 3,913,891 5 4,049,800 3,299,667 3,835,329 3,847,780 6 4,470,600 3,374,680 3,964,012 4,039,699 7 3,787,500 3,484,272 4,267,965 4,449,055

102

Lanjutan Tabel 4.13

Hasil forecast Daya Metode Single Exponential Smoothing 8 3,557,800 3,514,595 3,979,686 3,820,578 9 3,216,800 3,518,915 3,726,554 3,570,939 10 3,259,500 3,488,704 3,420,702 3,234,507 11 4,117,100 3,465,783 3,323,981 3,258,250 12 3,974,900 3,530,915 3,799,852 4,074,158

MSE 424,089,763,718 257,175,072,542 251,377,581,676 MAPE 14.19 10.67 9.67

Peramalan ketiga menggunakan metode Regresi Linier dengan deret waktu.

Pengolahan data dengan metode ini menghasilkan perhitungan seperti pada

tabel berikut.

Tabel 4.14

Hasil forecast Daya Metode Regresi Linier dengan deret waktu

Notasi Periode

Actual Data (Xi)

y'

1 3,058,900 3,776,022 2 4,120,700 3,776,801 3 3,905,800 3,777,581 4 3,844,300 3,778,360 5 4,049,800 3,779,139 6 4,470,600 3,779,919 7 3,787,500 3,780,698 8 3,557,800 3,781,477 9 3,216,800 3,782,257 10 3,259,500 3,783,036 11 4,117,100 3,783,816 12 3,974,900 3,784,595

MSE 166,235,019,026 MAPE 9.3

Dari ketiga metode diatas dapat dibuat ringkasan seperti ditunjukkan oleh tabel

berikut.

103

Tabel 4.15

Resume forecasting pemakaian daya listrik

Opsi Metode MSE MAPE Nilai

Tracking Signal

Tracking Signal

Keputusan

1 SMA 2 periode 206,163,884,500 10.4 -2.23 s/d 2.86 OK Diterima 2 SMA 4 periode 261,236,983,438 13.2 -2.56 s/d 2 OK Diterima 3 SMA 5 periode 277,444,311,257 13.7 -2.5 s/d 1 OK Diterima

4 Single Exponential Smoothing (a = 0.1) 424,089,763,718 14.2 1 s/d 9.12 NO OK Ditolak

5 Single Exponential Smoothing (a = 0.6) 257,175,072,542 10.7 1 s/d 5 NO OK Ditolak

6 Single Exponential Smoothing (a = 0.95) 251,377,581,676 9.7 1 s/d 3.8 OK Diterima

7 Regresi Linier deret waktu 166,235,019,026 9.3 -1 s/d 2.48 OK Diterima

Berdasarkan tabel diatas dapat disimpulkan :

- MSE terkecil = 166,235,019,026

- MAPE terkecil = 9.3

- Metode : Regresi linier deret waktu

Sehingga dipilih metode Regresi linier deret waktu untuk melakukan peramalan

pemakaian daya listrik. Berdasarkan ketentuan dari manajemen PT.AHM bahwa

umur ekonomis suatu mesin yang bekerja terus menerus diperkirakan sekitar 8 tahun,

maka peramalan akan dilakukan selama 8 tahun berjalan ditambah 1 tahun masa

pelaksanaan proyek pembangunan power plant, dengan tiap tahun terdiri atas 12

bulan. Hasil peramalan ini seperti ditunjukkan pada tabel berikut.

104

Tabel 4.16

Hasil forecasting pemakaian daya listrik metode Regresi Linier deret waktu

4.2.3. Perhitungan Kapasitas dan Jumlah Gas Engine Generator

Dari hasil forecast diperoleh perkiraan pemakaian daya listrik terbesar adalah

3,868,767 kWh/bulan. Manajemen PT.AHM mempunyai kebijakan pemberian

toleransi 10% dari hasil forecast ini untuk mengatasi terjadinya forecast error dan

untuk mengantisipasi apabila terjadi overtime, sehingga jumlah terbesar pemakaian

daya efektif adalah :

3,868,767 x 1.1 = 4,255,644 kWh/bulan

Periode/ Tahun

Data year 0 (Project

Completion year)

1 2 3 4 5 6 7 8 Bulan

Jul 06 - Jun 07

July 07 - June 08

July 08 - June 09

July 09 - June 10

July 10 - June 11

July 11 - Jun 12

July 12 - June 13

July 13 - June 14

July 14 - June 15

July 15 - June 16

1 3,776,022 3,785,374 3,794,727 3,804,079 3,813,432 3,822,784 3,832,136 3,841,489 3,850,841 3,860,194

2 3,776,801 3,786,154 3,795,506 3,804,859 3,814,211 3,823,563 3,832,916 3,842,268 3,851,621 3,860,973

3 3,777,581 3,786,933 3,796,285 3,805,638 3,814,990 3,824,343 3,833,695 3,843,048 3,852,400 3,861,753

4 3,778,360 3,787,712 3,797,065 3,806,417 3,815,770 3,825,122 3,834,475 3,843,827 3,853,179 3,862,532

5 3,779,139 3,788,492 3,797,844 3,807,197 3,816,549 3,825,902 3,835,254 3,844,606 3,853,959 3,863,311

6 3,779,919 3,789,271 3,798,624 3,807,976 3,817,328 3,826,681 3,836,033 3,845,386 3,854,738 3,864,091

7 3,780,698 3,790,050 3,799,403 3,808,755 3,818,108 3,827,460 3,836,813 3,846,165 3,855,518 3,864,870

8 3,781,477 3,790,830 3,800,182 3,809,535 3,818,887 3,828,240 3,837,592 3,846,945 3,856,297 3,865,649

9 3,782,257 3,791,609 3,800,962 3,810,314 3,819,667 3,829,019 3,838,371 3,847,724 3,857,076 3,866,429

10 3,783,036 3,792,389 3,801,741 3,811,093 3,820,446 3,829,798 3,839,151 3,848,503 3,857,856 3,867,208

11 3,783,816 3,793,168 3,802,520 3,811,873 3,821,225 3,830,578 3,839,930 3,849,283 3,858,635 3,867,988

12 3,784,595 3,793,947 3,803,300 3,812,652 3,822,005 3,831,357 3,840,710 3,850,062 3,859,414 3,868,767

105

Dengan 22 hari kerja perbulan dan 24 jam kerja per hari maka diperoleh kapasitas

Gas Engine Generator (P) :

P = 2422

4,255,644×

= 8059.931 kW

Berikutnya dicari merk Gas Engine Generator yang mempunyai kapasitas

mendekati kebutuhan diatas. Dari hasil sourcing ke beberapa maker Genset diperoleh

data kapasitas per unit genset. Kapasitas dan jumlah genset yang mendekati

kebutuhan seperti ditunjukkan tabel berikut.

Tabel 4.17

Perbandingan Daya beberapa merk Gas Engine

Merk Gas Engine Daya (kW) Jumlah Daya Total (kW)

Deutz 2934 2 5868 GE Jenbacher 2433 3 7299 Cummins 2000 4 8000

Pemilihan jumlah genset berpedoman pada hal-hal berikut :

- Jumlah genset harus lebih dari satu unit untuk menjamin keandalan instalasi.

- Total daya tidak boleh melebihi kebutuhan agar tidak ada kapasitas genset

yang terbuang.

- Total daya harus sedapat mungkin mendekati kebutuhan agar dapat

mengurangi pemakaian daya dari PT.CL semaksimal mungkin.

Berdasarkan hal diatas maka untuk pembangkit Gas Engine Generator dipilih

merk Cummins dengan kapasitas 2000 kW dan dipilih jumlah genset 4 unit dengan

106

daya total tersedia 8000 kW, sehingga kapasitas terpasang efektif power plant per

bulan adalah :

8000 x 24 x 22 = 4,224,000 kWh.

4.2.4. Perhitungan Load Sharing Daya Listrik dengan Pendekatan Model

Linear Programming

• Biaya berlangganan listrik dari PT.Cikarang Listrindo meliputi :

- Biaya beban (capacity charge) = Rp. 39,836/kVA.bulan, dengan kapasitas

terpasang total 10,600 kVA, maka biaya beban per bulan = 10,600 x

Rp.39,836 = Rp. 422,261,600.00

- Biaya pemakaian Rp.742.59/kWh (untuk WBP dan LWBP).

• Biaya pengadaan listrik menggunakan power plant adalah biaya pemakaian

Natural gas untuk bahan bakar genset, dimana :

- Konsumsi bahan bakar genset = 500 m3/jam

- Harga natural gas = Rp.1953/m3, (kurs 1 USD = Rp.9000 ; Juli 2007).

Maka total biaya untuk 4 unit genset per bulan adalah :

242241953500 ×××× = Rp. 2,062,368,000.00

Sehingga biaya gas per kWh = 4,224,000

0002,062,368, = Rp.488.25 / kWh

Dalam perumusan fungsi tujuan, perhitungan biaya operasional genset dipisah

tersendiri. Dari data-data diatas dibuat input yang digunakan untuk pemodelan dalam

Linear Programming sebagai berikut :

107

Tabel 4.18

Data Input Pemodelan Linear Programing Kap.Suplai (kWh) PT.CL Power Plant Kebutuhan maks. (kW)

Daya tersedia (kWh) 4,477,440 4,224,000 4,255,644 Biaya (Rp/kWh) 742.59 488.250

Dari tabel diatas dapat diformulasikan bentuk linier programming sebagai berikut :

Variabel keputusan : - Kapasitas suplai PT.CL = X1

- Kapasitas suplai Power plant = X2

Fungsi tujuan : Zmin = 742.59.X1 + 488.25.X2

Fungsi kendala : X1 + X2 ≤ 4,255,644

X1 ≤ 4,477,440

X2 ≤ 4,224,000

X1, X2 ≥ 0 (kendala non negatifitas)

Pemecahan masalah linier programming diatas menggunakan metode grafis

dengan urutan sebagai berikut :

- Untuk kendala pertama, bila X1 = 0, maka X2 = 4,255,644, dan bila X2 = 0, maka

X1 = 4,255,644, jadi bila ditarik garis lurus akan seperti terlihat pada grafik 4.2.

- Untuk kendala pertama yang berpotongan dengan kendala kedua dan ketiga,

X1 + X2 = 4,255,644

bila X1 = 4,477,440 X2 = 4,255,644 - 4,477,440

= -221,796 (tidak memenuhi syarat X1, X2 ≥ 0)

bila X2 = 4,224,000 X1 = 4,255,644 - 4,224,000 = 31,644

108

Grafik 4.2

Metode penyelesaian grafis load sharing daya

Suatu daerah yang secara bersamaan memenuhi ketiga kendala (daerah solusi)

ditunjukkan oleh area yang diarsir. Dari grafik diatas diperoleh koordinat minimasi

(titik ABC) dengan penyelesaian sebagai berikut :

- Titik A (31,644 , 4,224,000), nilai Z = 742.59.X1 + 488.25.X2 = (31,644 x

742.59) + (4,224,000 x 488.25) = 2,085,866,213.

1 juta 2 juta 3 juta 4 juta

1 juta

5 juta

X1

X2

2 juta

3 juta

4 juta

5 juta

X1 + X2 ≤ 4,255,644

X1 ≤ 4,477,440

X2 ≤ 4,224,000

0

B

A

Ruang Solusi

C

109

- Titik B (4,255,644 , 0), nilai Z = 742.59.X1 + 488.25.X2 = (4,255,644 x

742.59) + (0 x 488.25) = 3,160,198,373.

- Titik C (0 , 4,224,000), nilai Z = 742.59.X1 + 488.25.X2 = (0 x 742.59) +

(4,224,000 x 488.25) = 2,072,133,000 Tidak memenuhi syarat (Daya

disuplai = 4,224,000, sedangkan demand daya = 4,255,644).

Jadi untuk permasalahan diatas dapat disimpulkan :

- Diperoleh solusi biaya minimal sebesar Rp. 2,085,866,213, dengan

pembagian daya 31,644 kWh diambil dari PT.CL dan 4,224,000 kWh

(kapasitas maksimal) diambil dari power plant.

- Untuk persoalan jumlah kebutuhan daya periode peramalan yang lain agar

biaya tetap minimal, maka sedapat mungkin diambil proporsi daya terbesar

(kapasitas maksimal) dari power plant.

4.3. Analisis Data

4.3.1. Aspek Pemasaran

4.3.1.1. Potensi Pasar

Aspek pasar adalah salah satu faktor dominan dalam penentuan suatu proyek atau

investasi termasuk dalam pembangunan power plant ini. PT. Astra Honda Motor

sebagai satu-satunya produsen sepeda motor merk Honda yang sudah dikenal dan

menjadi pilihan pertama dari segala merk sepeda motor. PT. Astra Honda Motor

dalam memproduksi sepeda motor terus mengalami peningkatan produksi. Kenaikan

110

produksi tersebut secara signifikan dari tahun 2000 ~ 2006. Pada tahun 2006 produksi

sepeda motor mencapai 2.340.168 unit, dan pada tahun 2007 mencapai 2.141.015

(data AISI Januari 2008), menurun sekitar 8.5% akan tetapi ini memang dikarenakan

pasar motor secara keseluruhan memang sedang mengalami penurunan daya beli unit

motor. Kendati demikian, AHM masih mampu mempertahankan market share

(pangsa pasar) nasional sebesar 45,7 persen dibandingan kompetitornya.

Dengan melihat data penduduk Indonesia tahun 2007 yang mencapai kurang lebih

250.000.000 jiwa dengan asumsi setiap 4 jiwa membentuk satu keluarga (ratio 1 : 4)

dengan kebutuhan 1 (satu) unit sepeda motor, maka dapat diketahui bahwa pasar

sepeda motor di Indonesia masih sangat besar karena pada saat ini penjualan baru

mencapai 4,685,078 unit motor

%5.7000.000.250

44.685.078=

×=pemenuhanRatio

Dari data tersebut bisa dianggap sebagai sebuah pasar potensial karena Indonesia

adalah negara berkembang dengan tingkat pendapatan masyarakat yang belum

mencapai margin kelas atas. Sebagian besar masih dalam kategori dengan pendapatan

menengah (Rp.2.500.000) per bulan, maka kemungkinan untuk memanfaatkan sepeda

motor sebagai sarana transportasi masih sangat besar.

111

4.3.1.2. Market Share Penjualan Motor

Data penjualan sepeda motor di Indonesia yang mencapai angka 4,685,078 unit

pada tahun 2007 dengan rincian penjualan sebagai berikut :

Tabel 4.19

Market Share Penjualan Motor di Indonesia tahun 2007

No Produsen Total Penjualan (unit)

Prosentase

1 Honda 2,141,015 45.7

2 Yamaha 1,833,506 39.1

3 Suzuki 637,103 13.6

4 Merk lain (Kawasaki, Kanzen, Bajaj, TVS, Kymco, dll)

73,454 1.6

TOTAL 4,685,078 100

(sumber data market share diambil dari : www.republika.co.id )

Sepeda motor Honda menjadi Market Leader dalam industri sepeda motor dengan

market share sebesar 45.7%.

45.7%

39.1%

13.6%1.6%

Honda

Yamaha

Suzuki

Lain-lain (Kaw asaki, Kanzen,Bajaj, TVS, Kymco)

Grafik 4.3

Pie Chart market share sepeda motor tahun 2007

112

Dengan melihat pie chart diatas terbukti bahwa sepeda motor Honda masih

menjadi market leader, sehingga kedepannya produksi sepeda motor Honda juga

berpotensi mengalami peningkatan. Ini ditunjang dengan hasil peramalan pemakaian

daya listrik pada tabel 4.16, dimana selama masa lifetime power plant, kebutuhan

daya listrik yang identik dengan jumlah produksi unit selalu mengalami peningkatan

dari tahin ke tahun. Disamping itu kebutuhan penduduk akan alat transportasi sepeda

motor dari seluruh lapisan masyarakat yang juga belum terpenuhi (rasio 7.5%).

4.3.1.3. Strategi Pemasaran

Dari data permintaan pasar, PT. Astra Honda Motor selalu memperhatikan strategi

pemasaran yang selalu digunakan untuk menjaga target penjualan. Sedikit gambaran

strategi pemasaran yang digunakan antara lain :

1. Customer satisfaction ( pemberian pelayanan, perawatan dan beberapa

fasilitas lainnya dengan adanya H1, H2, dan H3 untuk kategori

pelayanannya )

2. Kemudahan pembelian sepeda motor dengan sistem kredit melalui dealer

dan lembaga keuangan seperti FIF (Federal International Finance).

3. Mengeluarkan model baru yang untuk menyeimbangkan dengan

keinginan pasar atau selera customer yang berjiwa muda.

4. Ikut serta dalam berbagai event, baik yang bertema olahraga (misalnya

Honda One Make Race), maupun yang bertema sosial (misalnya servis

gratis untuk korban bencana gempa di Yogya).

113

4.3.2. Aspek Teknis

4.3.2.1. Komparasi alternatif-alternatif Power Plant

Berikut adalah tabel yang menunjukkan perbandingan antara beberpa alternatif

power plant yang feasibel untuk diterapkan di industri.

Tabel 4.20

Perbandingan Alternatif Power Plant

Dari tabel diatas dapat disimpulkan bahwa power plant jenis Gas Engine lebih

unggul dibandingkan Diesel Engine maupun Turbin Uap dual fuel meskipun biaya

investasinya lebih mahal daripada jenis power plant yang lain.

114

4.3.2.2. Prinsip Kerja Gas Engine

Gas engine dari Generator bekerja sesuai dengan prinsip mesin pembakaran

dalam (internal combustion engine), seperti ditunjukkan gambar berikut.

Gambar 4.1

Prinsip pengapian mesin pembakaran dalam

Urutan kerja Gas Engine adalah sebagai berikut :

1. Bahan bakar Natural Gas masuk ke dalam ruang bakar, karena substansinya

sudah berupa gas maka tidak diperlukan proses pengkabutan melalui nozzle.

2. Tekanan gas dinaikkan sehingga temperaturnya naik, kemudian terjadi

pencampuran antara udara bahan bakar.

3. Spark plug akan memicu pengapian,sehingga terjadi proses pembakaran.

4. Energi hasil pembakaran akan mendorong Piston bergerak secara translasi.

Spark plug

Ruang Bakar

Piston

Flywheel

Saluran bahan bakar

Baterai

115

5. Gerakan Piston akan memutar poros engkol (flywheel) yang pada akhirnya

akan memutar poros generator dan menghasilkan listrik.

Natural gas yang dipakai sebagai bahan bakar untuk power plant ini sesuai standar

suplai dari PGN yaitu dengan nilai kalor 9,500 kcal/kg, sedangkan nilai kalor

solar/light oil hanya 9000 kcal/kg. Sehingga dengan Natural gas sebagai bahan

bakar, akan lebih mengoptimalkan kinerja engine karena pembakarannya lebih

sempurna.

4.3.2.3. Proses pembangkitan tenaga listrik

Setiap Gas Engine generator akan dioperasikan dengan kapasitas penuh untuk

mensuplai daya. Urutan kerja power plant adalah sebagai berikut :

1. Genset akan membangkitkan daya dengan tegangan 11 kilo Volt (kV) tiga

phasa dan menyalurkannya ke cubicle 11 kV sebagai panel outgoing genset.

2. Dari cubicle outgoing tegangan listrik dialirkan menuju transformator step up

11kV/20 kV berkapasitas 1000 kVA yang berfungsi menaikkan tegangan

menjadi 20 kV sehingga sama dengan tegangan dari PT.CL.

3. Dari transformator, listrik dialirkan ke rangkaian panel proteksi terdiri dari

cubicle incoming 20 kV, cubicle metering, lightning arrester, cubicle

outgoing 20 kV dan cubicle VT.

4. Berikutnya tenaga listrik dari tiap genset akan disinkronkan oleh panel

sinkron yang bekerja dengan cara mengatur governor tiap genset sampai

didapat kesamaan frekuensi dan tegangan sehingga output dari keempat

116

genset bisa digabung menjadi satu suplai output. Panel sinkron juga berfungsi

untuk sinkronisasi dengan sumber listrik dari PT.CL (waktu sinkron dengan

PT.CL, karakteristik listrik PT.CL menjadi master bagi genset).

5. Daya listrik hasil proses sinkronisasi didistribusikan ke Gardu Utility 1 dan

Utility 2 melalui MDB (Main distribution Bar) sebagai panel pembagi utama.

6. Dari MDB daya listrik selanjutnya akan didistribusikan melalui SDB (Sub

Distribution Bar) yang dibuat berdasarkan lini suplainya, misalkan SDB

Painting, SDB Assembing, dan seterusnya sampai ke tiap mesin.

Lebih jelasnya flow tenaga listrik power plant dapat dilihat pada gambar berikut.

Gambar 4.2

Single line diagram flow tenaga listrik power plant

GENSETG4 GENSETG3 GENSETG2 GENSETG1

PARALEL OPERATION SYNCHRONIZER

KE GARDU 1 KE GARDU 2DARI PLN

117

Sistem distribusi demikian sangat memudahkan proses switching, yaitu proses

pengalihan sumber tenaga listrik dari PT.CL ke power plant atau sebaliknya apabila

terjadi suatu masalah pada salah satu sumber atau jika akan melakukan proses repair

and maintenance pada power plant. Dengan demikian tidak akan terjadi pemadaman

listrik, sehingga kendalan suplai listrik ke lini produksi akan lebih terjamin.

4.3.2.4. Kebutuhan Main Equipment

Untuk membuat power plant dengan sistem seperti diatas maka selain gas engine

generator, perlengkapan utama yang harus ada ditunjukkan oleh tabel berikut.

Tabel 4.21

List Main Equipment

No Nama Mesin Maker Spesifikasi Satuan Jumlah

1 Panel Output Genset DM1-A, 11 kV Merlin Gerin Panel DM1-A, Cap.630 A, 11 kV, SF6

Protection, Motorized, CT dan VT, SEPAM 1000+

unit 4

2 Transformator Step Up 11kV / 20kV Trafindo 11kV/20 kV, 1000 kVA, 50Hz unit 4

3 Panel Output Trafo IM, 20 kV Merlin Gerin Panel IM, Cap. 630 A, 20 kV, Manual Operation

unit 5

4 Panel Metering Merlin Gerin VT & CT, HV Fuse, PM 850, Wiring kit unit 1

5 Panel Distribusi DM1-A, 20 kV Merlin Gerin Panel DM1-A, Cap.630 A, 20 kV, SF6 Protection

unit 4

6 Lightning Arrester Cubicle Merlin Gerin GAM-LA + Earthing Switch unit 1

7 Cubicle VT Merlin Gerin 20 kV unit 1

8 ATS Control PLN - Genset (20 kV) Merlin Gerin 20 kV, Automatic Operation unit 1

9 Panel Sinkron PLN - Genset Cummins Digital Master Control, 20 kV, Syncro & Load

unit 1

10 Incoming Cubicle From PLN, IM, 20 kV Merlin Gerin Panel IM, Cap. 630 A, 20 kV, Manual

Operation unit 1

11 Outgoing Cubicle From PLN, DM1-A, 20 kV Merlin Gerin Panel DM1-A, Cap.630 A, 20 kV, SF6

Protection unit 1

118

4.3.2.5. Lokasi Power Plant

Power plant ditempatkan di area belakang Gudang Parts. Bangunan yang menjadi

gedung power plant sendiri sudah dibuat sejak pembangunan pabrik (2004 – 2005),

sehingga tidak diperlukan biaya pembangunan baru, hanya saja perlu disesuaikan

building peripheral power plant baru dengan bangunan lama.

4.3.3. Aspek Keuangan

4.3.3.1. Rencana Anggaran Biaya

Perkiraan Rencana Anggaran Biaya (RAB) pembangunan power plant dibuat

berdasarkan data harga material dari Purchase Departement dan data penawaran

harga/spesifikasi awal equipment dari Facility Provider Departement, detail RAB ini

dapat dilihat di lampiran. Sedangkan resume RAB adalah sebagai berikut.

Tabel 4.22

Resume Rencana Anggaran Biaya Power Plant

No Item Pekerjaan Biaya Pekerjaan (Rp)

1 Generator Set Equipment 38,293,278,000

2 Natural Gas Supply 985,000,000

3 Main Electrical Distribution 7,298,500,000

4 Building Peripheral 1,009,888,550

5 Supporting Material Area Genset 68,750,000

6 Engineering Cost 158,612,000

Total Biaya Material 47,814,028,550

PPN (10%) 4,781,402,855

Total Biaya Investasi 52,595,431,405

Pembulatan Nilai 52,595,500,000

119

Sehingga diperoleh jumlah investasi total yang diperlukan untuk pembangunan

power plant di PT.AHM Plant III adalah sebesar Rp.52,595,500,000.00. Dari jumlah

tersebut dapat dibuat klasifikasi berdasarkan sifat material atau item pekerjaan seperti

ditunjukkan tabel berikut.

Tabel 4.23

Klasifikasi Item Rencana Anggaran Biaya Power Plant

No Nama Item Maker Satuan Jumlah Investasi Per Satuan

Investasi Total

1 Aktiva Tetap

1.1 Natural Gas Engine & Alternator Cummins unit 4 9,500,000,000 38,000,000,000

1.2 Panel Output Genset DM1-A, 11 kV Merlin Gerin unit 4 180,000,000 720,000,000

1.3 Transformator Step Up 11kV / 20kV Trafindo unit 4 200,000,000 800,000,000

1.4 Panel Output Trafo IM, 20 kV Merlin Gerin unit 5 45,000,000 225,000,000

1.5 Panel Metering Merlin Gerin unit 1 150,000,000 150,000,000

1.6 Panel Distribusi DM1-A, 20 kV Merlin Gerin unit 4 180,000,000 720,000,000

1.7 Lightning Arrester Cubicle Merlin Gerin unit 1 45,000,000 45,000,000

1.8 Cubicle VT Merlin Gerin unit 1 45,000,000 45,000,000

1.9 ATS Control PLN - Genset (20 kV) Merlin Gerin unit 1 324,000,000 324,000,000

1.10 Panel Sinkron PLN - Genset Cummins unit 1 500,000,000 500,000,000

1.11 Incoming Cubicle From PLN, IM, 20 kV Merlin Gerin unit 1 45,000,000 45,000,000

1.12 Outgoing Cubicle From PLN, DM1-A, 20 kV Merlin Gerin unit 1 180,000,000 180,000,000

TOTAL AKTIVA 41,754,000,000

2 Kabel Distribusi (3 x N2XSY 1 x 120 mm2) lot 1 2,745,000,000 2,745,000,000

3 Engineering Cost lot 1 158,612,000 158,612,000

4 Accessories umum lot 1 3,156,485,145

5 PPN lot 1 4,781,402,855

TOTAL 52,595,500,000

4.3.3.2. Biaya Operasi dan Salvage Value

Biaya operasi power plant yang dihitung disini meliputi biaya penggantian

periodik spare parts Genset, biaya utilitas (air dan udara bertekanan untuk

120

pendingingan dan untuk proses maintenance), serta karena pekerja yang diperlukan

untuk power plant ini sifatnya hanya monitoring dan maintenance (system berjalan

otomatis) maka termasuk pekerja tak langsung, sehingga dimasukkan juga dalam

perhitungan. Detail perhitungan adalah sebagai berikut.

Tabel 4.24

Perincian Biaya Operasional Power plant per tahun

No Item Spesifikasi Merk Satuan Volume Harga Satuan

(Rp) Total Harga

(Rp) A Maintenance Part (3 unit Gas Engine)

1 Fuel Water Separator as fig. FleetGuard unit 24 250,000 6,000,000

2 Element lubricating Oil filter as fig. FleetGuard unit 24 150,000 3,600,000

3 Element corrotion resistor as fig. FleetGuard unit 24 200,000 4,800,000

4 Timer + socket H3CR, 220 VAC Omron set 4 75,000 300,000

5 MCB 1 phase NC45N, 6 kA, 10A Merlin Gerin unit 8 124,000 992,000

6 Fuse base 1 phase Fuse tabung 10A Merlin Gerin pcs 16 700,000 11,200,000

7 Relay + socket MY 4N, 24VDC Omron set 16 100,000 1,600,000

8 Relay + socket MY 4N, 12VDC Omron set 16 100,000 1,600,000

9 Relay + socket MY 2N, 220VAC Omron set 16 100,000 1,600,000

11 Air Accu biasa Pafecta ltr 80 40,000 3,200,000

12 Air Accu zuur Pafecta ltr 40 50,000 2,000,000

13 Radiator Coolant Silkolene pail 4 710,000 2,840,000

14 Oli Mesin SAE 15W - 40 Mesran pail 80 500,000 40,000,000

15 Grease Trust G677HT Trust pail 4 1,100,000 4,400,000

B Man Power Cost

1 Teknisi (6 orang) Golongan 1 Rp/bulan 72 1,500,000 108,000,000

C Utility Cost

1 Biaya angin dan air lot 12 810,000 9,720,000

TOTAL BIAYA OPERASIONAL (Rp) 201,852,000

Sedangkan adalah Salvage Value atau nilai sisa adalah nilai sisa asset pada akhir

umur ekonomis atau pada saat lifetime suatu barang berakhir. Perkiraan besarnya nilai

121

sisa bervariasi, dalam hal ini dipakai acuan yang diberikan oleh Facility Provider

Dept. PT.AHM (dengan masa pemakaian 8 – 10 tahun) yaitu :

- Untuk mesin yang bekerja 24 jam = 30% Nilai awal/unit

- Untuk equipment distribusi listrik = 40% Nilai awal/unit

- Untuk kabel listrik = ± Rp.50,000/kg

- Untuk accessories (Material bongkaran umum) = 15% Nilai awal/lot

Tabel berikut adalah perkiraan nilai sisa instalasi power plant dengan masa

pemakaian 8 tahun, kecuali item engineering cost yang tidak mempunyai nilai sisa,

karena sifatnya adalah expense (habis pada saat itu juga).

Tabel 4.25

Perkiraan Nilai Sisa Instalasi Power plant

No Nama Equipment Maker Jumlah Satuan Nilai

Investasi awal

(Rp/satuan)

Faktor Koreksi

Perkiraan Nilai Sisa

1 Natural Gas Engine & Alternator Cummins 4 unit 9,500,000,000 30% 11,400,000,000

2 Panel Output Genset DM1-A, 11 kV Merlin Gerin 4 unit 180,000,000 40% 288,000,000

3 Transformator Step Up 11kV / 20kV Trafindo 4 unit 200,000,000 40% 320,000,000

4 Panel Output Trafo IM, 20 kV Merlin Gerin 5 unit 45,000,000 40% 90,000,000

5 Panel Metering Merlin Gerin 1 unit 150,000,000 40% 60,000,000

6 Panel Distribusi DM1-A, 20 kV Merlin Gerin 4 unit 180,000,000 40% 288,000,000

7 Lightning Arrester Cubicle Merlin Gerin 1 unit 45,000,000 40% 18,000,000

8 Cubicle VT Merlin Gerin 1 unit 45,000,000 40% 18,000,000

9 ATS Control PLN - Genset (20 kV) Merlin Gerin 1 unit 324,000,000 40% 129,600,000

10 Panel Sinkron PLN - Genset Cummins 1 unit 500,000,000 40% 200,000,000

11 Incoming Cubicle From PLN, IM, 20 kV Merlin Gerin 1 unit 45,000,000 40% 18,000,000

12 Outgoing Cubicle From PLN, DM1-A, 20 kV Merlin Gerin 1 unit 180,000,000 40% 72,000,000

13 Kabel Listrik (uk.120 mm2 = 1.28 kg/m) 4710 meter 2,745,000,000 Rp.50,000/kg 301,440,000

14 Accessories umum 1 lot 3,156,485,145 15% 473,472,772

TOTAL 13,676,512,772

Pembulatan 13,676,500,000

122

4.3.3.3. Perkiraan Perubahan Harga Gas, Biaya Operasional dan Tarif Listrik

PT.Cikarang Listrindo

Besarnya perubahan harga gas untuk power plant dan tarif berlangganan listrik

PT.CL diasumsikan sama, karena keduanya menggunakan natural gas sebagai bahan

bakar pembangkit (biaya beban diasumsikan tetap). Perkiraan naiknya harga sendiri

didasarkan pada besarnya inlasi yang pada akhir tahun 2007 sebesar 6.59% (data

Bank Indonesia, Januari 2008). Hal yang sama juga diperhitungkan untuk kenaikan

harga suku cadang dan barang consumable untuk perawatan power plant yang

berakibat pada berubahnya biaya operasional. Berikut ini adalah tabel perkiraan

perubahan harga gas, biaya operasional dan tarif listrik PT.CL berdasarkan inflasi.

Tabel 4.26

Perkiraan perubahan harga gas selama 8 tahun (mulai Juni 2008)

No Tahun ke Inflasi Harga Natural

Gas (Rp) Harga Setelah

Inflasi (Rp) 1 0 0% 1953

2 1 6.59% 128.70 2,081.70

3 2 6.59% 137.18 2,218.89

4 3 6.59% 146.22 2,365.11

5 4 6.59% 155.86 2,520.97

6 5 6.59% 166.13 2,687.10

7 6 6.59% 177.08 2,864.18

8 7 6.59% 188.75 3,052.93

9 8 6.59% 201.19 3,254.12

123

Tabel 4.27

Perkiraan perubahan biaya operasional selama 8 tahun (mulai Juni 2008)

No

Tahun ke Inflasi Biaya (Rp) Biaya Setelah

Inflasi (Rp) 1 0 0% 201,852,000

2 1 6.59% 13,302,047 215,154,047

3 2 6.59% 14,178,652 229,332,698

4 3 6.59% 15,113,025 244,445,723

5 4 6.59% 16,108,973 260,554,696

6 5 6.59% 17,170,554 277,725,251

7 6 6.59% 18,302,094 296,027,345

8 7 6.59% 19,508,202 315,535,547

9 8 6.59% 20,793,793 336,329,340

Tabel 4.28

Perkiraan perubahan tarif PT.CL selama 8 tahun (mulai Juni 2008)

No Tahun ke Inflasi Tarif (Rp) Harga Setelah

Inflasi (Rp) 1 0 0% 742.59

2 1 6.59% 48.94 791.53

3 2 6.59% 52.16 843.69

4 3 6.59% 55.60 899.29

5 4 6.59% 59.26 958.55

6 5 6.59% 63.17 1,021.72

7 6 6.59% 67.33 1,089.05

8 7 6.59% 71.77 1,160.82

9 8 6.59% 76.50 1,237.32

4.3.3.4. Proyeksi Keuntungan (Benefit) Investasi Power Plant

Keuntungan atau benefit yang didapat oleh perusahaan disini adalah saving cost

yang diperoleh dari selisih antara pemakaian daya listrik penuh dari PT.CL dan

pemakaian kombinasi (power plant – PT.CL) dengan rasio daya yang telah ditentukan

untuk meminimasi biaya. Detail proyeksi keuntungan terdapat di lampiran,

124

sedangkan tabel berikut menunjukkan resume benefit investasi dikurangi biaya

operasional.

Tabel 4.29

Proyeksi benefit investasi atas biaya operasional

Periode Tahun ke Saving Cost (Rp) Biaya

Operasional (Rp)

Benefit (Rp)

12 bulan proyek 0 0 0 0

12 bulan pertama 1 13,313,532,417 215,154,047 13,098,378,371

12 bulan kedua 2 14,294,882,411 229,332,698 14,065,549,712

12 bulan ketiga 3 15,348,037,733 244,445,723 15,103,592,010

12 bulan keempat 4 16,477,656,306 260,554,696 16,217,101,610

12 bulan kelima 5 17,688,973,006 277,725,251 17,411,247,755

12 bulan keenam 6 18,906,877,440 296,027,345 18,610,850,095

12 bulan ketujuh 7 20,152,915,200 315,535,547 19,837,379,653

12 bulan kedelapan 8 21,504,088,479 336,329,340 21,167,759,139

4.3.3.5. Depresiasi Instalasi Power Plant

Nilai depresiasi instalasi power plant hanya dibebankan kepada aktiva tetap, kabel

instalasi dan accesories umum saja, sedangkan pajak dan engineering cost, karena

sifatnya expense maka tidak dihitung nilai depresiasinya. Maka dengan metode

depresiasi garis lurus diperoleh besarnya depresiasi tiap tahun :

Dimana : IC = Initial cost = Total investasi – PPN – Engineering Cost

= 52,595,500,000 – 4,781,402,855 – 158,612,000 = 47,655,500,000

S = Salvage value = nilai sisa power plant (tabel 4.24) = 13,676,500,000

n = periode penyusutan = 8 tahun

nSICDt

−=

125

000,375,247,48

000,500,676,13000,500,655,47=

−=tD

Berikut adalah tabel depresiasi selengkapnya.

Tabel 4.30

Nilai Depresiasi Instalasi Power Plant

Periode Depresiasi Nilai buku

Tahun ke 0 0 47,655,500,000

Tahun ke 1 4,247,375,000 43,408,125,000

Tahun ke 2 4,247,375,000 39,160,750,000

Tahun ke 3 4,247,375,000 34,913,375,000

Tahun ke 4 4,247,375,000 30,666,000,000

Tahun ke 5 4,247,375,000 26,418,625,000

Tahun ke 6 4,247,375,000 22,171,250,000

Tahun ke 7 4,247,375,000 17,923,875,000

Tahun ke 8 4,247,375,000 13,676,500,000

4.3.3.6. Proyeksi Aliran Kas

Aliran kas masuk disini merupakan keuntungan/benefit yang diperoleh dari

penghematan biaya pengadaan listrik antara memakai sumber lama dari PT.CL dan

sumber kombinasi PT.CL – Power plant (Metode taksiran selisih/incremental).

Modal/investasi pembangunan power plant sepenuhnya adalah 100 % biaya dari

PT. Astra Honda Motor, sehingga cash flow yang ada tidak dipengaruhi oleh bunga

Bank, selain itu karena hanya merupakan transaksi pembayaran rekening listrik atau

rekening gas, maka transaksi ini tidak dikenai pajak. Sedangkan waktu pelaksanaan

proyek termasuk lead time pembelian genset adalah satu tahun, dengan asumsi biaya

pekerjaan dibayarkan total pada saat selesainya proyek (akhir tahun). Berikut adalah

proyeksi aliran kas selama delapan tahun.

126

Tabel 4.31

Proyeksi Aliran Kas

ITEM CHECK TAHUN -1 (Rp) TAHUN 0 (Rp) TAHUN 1 (Rp) TAHUN 2 (Rp) TAHUN 3 (Rp)

Fixed Investasi 0 52,595,500,000 0 0 0

Initial Cash Flow 0 52,595,500,000 0 0 0

Benefit 0 0 13,098,378,371 14,065,549,712 15,103,592,010

Penyusutan 4,247,375,000 4,247,375,000 4,247,375,000

Operational Cash Flow 17,345,753,371 18,312,924,712 19,350,967,010

Arus Kas Bersih (Rp) 0 52,595,500,000 17,345,753,371 18,312,924,712 19,350,967,010

ITEM CHECK TAHUN 4 (Rp) TAHUN 5 (Rp) TAHUN 6 (Rp) TAHUN 7 (Rp) TAHUN 8 (Rp)

Fixed Investasi 0 0 0 0 0

Initial Cash Flow 0 0 0 0 0

Benefit 16,217,101,610 17,411,247,755 18,610,850,095 19,837,379,653 21,167,759,139

Penyusutan 4,247,375,000 4,247,375,000 4,247,375,000 4,247,375,000 4,247,375,000

Operational Cash Flow 20,464,476,610 21,658,622,755 22,858,225,095 24,084,754,653 25,415,134,139

Arus Kas Bersih (Rp) 20,464,476,610 21,658,622,755 22,858,225,095 24,084,754,653 25,415,134,139

Aliran kas dapat digambarkan kedalam diagram cash flow sebagai berikut

Gambar 4.3

Cash flow investasi

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

-1 0 2 3 4 5 6 7 81

Rp.17,345,753,371 Rp.18,312,924,712

Rp.19,350,967,010 Rp.20,464,476,610

Rp.21,658,622,755 Rp.22,858,225,095

Rp.24,084,754,653 Rp.25,415,134,139

Rp.52,595,500,000

Periode Operasi

Periode Investasi

127

4.3.4. Analisis Kelayakan Investasi

Metode yang dipakai untuk analisis investasi power plant ini adalah sebagai

berikut :

4.3.4.1. Metode Pemulihan Investasi (Payback Period Method)

Metode pemulihan investasi yang dipakai disini menggunakan acuan arus kas

kumulatif, karena arus kas yang diterima setiap tahunnya (A) tidak seragam. Dari

data arus kas pada tabel 4.30, maka perhitungan payback period arus kumulatif

adalah sebagai berikut.

Tabel 4.32

Perhitungan Payback Method arus kumulatif

Tahun Investasi

Item Arus Kas Tahunan (Rp)

Arus Kas Kumulatif (Rp)

Waktu (Tahun)

0 0 0

1 Io 0 (52,595,500,000)

2 A1 17,345,753,371 (35,249,746,629) 1

3 A2 18,312,924,712 (16,936,821,917) 1

4 A3 16,936,821,917 0 0.88 *)

5 A4

6 A5

7 A6

8 A7

9 A8

Jumlah 52,595,500,000 2.88

Keterangan : *) = ,01019,350,967917,821,936,16 = 0.88

Jadi pemulihan modal untuk proyek investasi power plant adalah 2.88 tahun.

128

4.3.4.2. Metode Tingkat Pengembalian Internal (Internal Rate of Return Method)

Sebelum menghitung IRR, terlebih dahulu harus ditentukan MARR (Minimum

Attractive rate of return) yaitu tingkat pengembalian minimum yang diinginkan oleh

investor. MARR dapat dirumuskan sebagai berikut :

MARR = suku bunga pinjaman bebas inflasi + tingkat inflasi + risk factor (faktor

resiko)

Dimana : risk factor = koreksi tingkat suku bunga terhadap inflasi

= tingkat suku bunga x inflasi

MARR = 8.25% (SBI) + 6.59% + (8.25% x 6.59%)

= 15.38%

Data – data lain yang diperlukan untuk mencari IRR adalah :

- Payback period = 2.88 tahun

- Usia ekonomis = 8 tahun

Dari tabel nilai sekarang anuitas / present value of annuity Appendix A-2

(lampiran) dengan masa pemulihan modal 2.88 tahun, maka didapatkan faktor

pengurangan kumulatif adalah 21% (2.926) dan 22% (2.864). Tingkat bunga ini akan

digunakan untuk menghitung net present value dengan faktor diskon yang terdapat

pada tabel nilai sekarang / present value Appendix A-1 (lampiran). Perhitungan net

present value untuk faktor diskon 21% dan 22% adalah sebagai berikut.

129

Tabel 4.33

Perhitungan present value pada tingkat diskon 21%

Tahun Investasi

Tahun Operasi

Arus Kas (Rp) Faktor Diskon (I = 21%)

Nilai Sekarang (Rp)

0 -1 0 1.000 0

1 0 (52,595,500,000) 0.826 (43,443,883,000)

2 1 17,345,753,371 0.683 11,847,149,552

3 2 18,312,924,712 0.564 10,328,489,538

4 3 19,350,967,010 0.467 9,036,901,594

5 4 20,464,476,610 0.386 7,899,287,971

6 5 21,658,622,755 0.319 6,909,100,659

7 6 22,858,225,095 0.263 6,011,713,200

8 7 24,084,754,653 0.218 5,250,476,514

9 8 25,415,134,139 0.180 4,574,724,145

TOTAL NPV Rp 18,413,960,173

Tabel 4.34

Perhitungan present value pada tingkat diskon 22%

Tahun Investasi

Tahun Operasi

Arus Kas (Rp) Faktor Diskon (I = 22%)

Nilai Sekarang (Rp)

0 -1 0 1.000 0 1 0 (52,595,500,000) 0.820 (43,128,310,000) 2 1 17,345,753,371 0.672 11,656,346,265 3 2 18,312,924,712 0.551 10,090,421,516 4 3 19,350,967,010 0.451 8,727,286,122 5 4 20,464,476,610 0.370 7,571,856,346 6 5 21,658,622,755 0.303 6,562,562,695 7 6 22,858,225,095 0.249 5,691,698,049 8 7 24,084,754,653 0.204 4,913,289,949 9 8 25,415,134,139 0.167 4,244,327,401

TOTAL NPV Rp 16,329,478,342

130

Dari perhitungan net present value diatas, maka perhitungan IRR adalah :

IRR = 21% + ( )%21%22 ,34216,329,478 ,17318,413,960

173,960,413,18−×

+

= 21% + 0.53%

= 21.53%

4.3.4.3. Metode Nilai Sekarang (Net Present Value Method)

Variabel yang digunakan dalam perhitungan nilai sekarang adalah arus kas

tahunan, biaya investasi inisial dan besarnya faktor diskon yang diperoleh dari tabel

nilai sekarang / present value Appendix A-1 (lampiran). Faktor diskon yang

digunakan disini adalah sama dengan MARR, yaitu 15.38%. dari tabel Appendix A-1

nilai ini berada diantara 15% dan 16% sehingga perlu dilakukan interpolasi linier.

Misalnya : A1 = B, A3 = C, A2 = X

Maka persamaan interpolasi linier adalah :

X = ( )⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−×⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−−

+ BCAAAA

B13

12

Berikut ini adalah tabel hasil interpolasi faktor diskon

Tabel 4.35

Interpolasi Faktor diskon

Tahun ke I = 15% I = 16% I = 15.38%

1 0.87 0.862 0.867

2 0.756 0.743 0.751

3 0.658 0.641 0.652

4 0.572 0.552 0.564

131

Lanjutan Tabel 4.35

Interpolasi Faktor diskon

5 0.497 0.476 0.489

6 0.432 0.41 0.424

7 0.376 0.354 0.368

8 0.327 0.305 0.319

9 0.284 0.263 0.276

Dan tabel perhitungan NPV adalah sebagai berikut.

Tabel 4.36

Perhitungan Net present value

Tahun Investasi

Tahun Operasi

Arus Kas (Rp) Faktor Diskon (I = 15.38)

Nilai Sekarang (Rp)

0 -1 0 1.000 0

1 0 (52,595,500,000) 0.867 (45,598,194,680)

2 1 17,345,753,371 0.751 13,027,701,526

3 2 18,312,924,712 0.652 11,931,602,967

4 3 19,350,967,010 0.564 10,921,685,781

5 4 20,464,476,610 0.489 10,007,538,352

6 5 21,658,622,755 0.424 9,175,458,944

7 6 22,858,225,095 0.368 8,403,597,874

8 7 24,084,754,653 0.319 7,674,366,223

9 8 25,415,134,139 0.276 7,015,085,325

TOTAL NPV 32,558,842,311

Dari perhitungan pada tabel diatas diperoleh nilai NPV = 32,558,842,311

132

4.3.4.4. Metode Indeks Kemampulabaan (Profitability Index Method)

Dari perhitungan net present value diatas, dapat dihitung pula nilai profitability

index (PI) untuk investasi power plant, dimana PI merupakan perbandingan antara

total nilai sekarang dari arus kas tahunan dengan biaya investasi.

0I

TPVPI = , dimana TPV = Σ arus kas masuk tabel 4.35

PI = ,00052,595,500

,99178,157,036 = 1.49