BAB V Perhitungan Harga Jual Energi Pembangkit Listrik ... · PDF fileBAB V Perhitungan Harga...

BAB V Perhitungan Harga Jual Energi Pembangkit Listrik Tenaga Sampah

V-1

BAB V

PERHITUNGAN HARGA JUAL ENERGI

PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA SAMPAH

Perencanaan pembangunan suatu fasilitas pembangkit, haruslah

mempunyai tujuan untuk menghasilkan energi listrik yang semurah mungkin

diikuti dengan kontinuitas ketersediaan energi listrik. Biaya pokok pembangkitan

untuk suatu jenis pembangkit hasil perencanaan, baik biaya saat ini maupun biaya

kumulatif hingga beberapa tahun ke depan, sebisa mungkin harus lebih murah

dibandingkan biaya jenis-jenis pembangkit lainnya.

Metode perencanaan pembangkitan diawali dengan mengkalkulasi

besarnya biaya pembangkitan untuk setiap jenis pembangkit. Perhitungan biaya

kumulatif dan proses perbandingan biaya kumulatif antar kondisi berbeda dengan

pembangkit yang sama (pencarian biaya kumulatif yang minimal) dilakukan

dengan melakukan optimalisasi biaya pembangkitan dengan menggunakan variasi

parameter yang terlibat dalam perhitungan.

Demikian juga dengan perencanaan pembangunan PLTSa. Dalam

perencanaannya, yang harus memperoleh perhatian lebih adalah mengenai biaya

investasi yang diperlukan untuk penanganan sampah sebelum dibakar. Untuk

mekanisme perolehan sampah yang digunakan sebagai bahan bakar juga perlu

mendapatkan perhatian lebih.

V.1. Komponen Biaya Pembangkit Tenaga Listrik

Komponen biaya pembangkitan terdiri dari komponen A (biaya

pengembalian investasi), komponen B (biaya operasi dan pemeliharaan tetap),

Komponen C (Biaya bahan bakar), dan komponen D (biaya operasi dan

pemeliharaan variabel).

Komponen A dan komponen B besarnya tetap walaupun produksi energi

listrik pembangkit tersebut berubah-ubah. Kedua komponen ini yang menentukan


V-2

besarnya biaya kapasitas terpasang pada tarif dasar listrik. Sedangkan komponen

B dan D besarnya tergantung pada besarnya produksi listrik yang dihasilkan.

Kedua komponen ini yang menentukan besarnya biaya variabel (Rp/kWh) pada

tarif dasar listrik. Berikutnya akan dijabarkan penjelasan dan metode perhitungan

dari masing-masing komponen biaya tersebut.

V.1.1. Komponen A (Biaya pengembalian investasi)

Komponen biaya ini nilainya tetap tidak tergantung pada energi listrik

yang diproduksi, melainkan tergantung pada modal kapital awal pembangkit

tersebut dan tingkat pengembaliannya. Komponen biaya ini terdiri dari biaya

penyusutan, biaya bunga dan atau pendapatan sebelum pajak. Nilai komponen A

ini akan dinyatakan dalam Rp/kWh. Penghitungannya adalah dengan membagi

jumlah biaya pengembalian investasi selama masa pembelian energi listrik dengan

jumlah energi listrik yang dihasilkan selama masa itu.

Pembangkit listrik mengalami penyusutan (depreciation) sesuai umurnya

sehingga biaya penyusutan setiap tahun (book depreciation) merupakan

pengeluaran/biaya yang dimasukkan ke dalam kas (cash) pada analisis keuangan.

Akibatnya modal awal dapat dikembalikan setelah umur pembangkit habis. Tetapi

penentuan masa depresiasi fasiltas pembangkit tersebut tergantung dari kebijakan

perusahaan mengenai pengembalian biaya investasi. Hal ini erat kaitannya dengan

nilai dan jangka waktu pengembalian pinjaman. Hal ini akan dibahas lebih lanjut

nanti.

Sebelumnya akan dibahas terlebih dahulu mengenai fasilitas pembangkit

itu sendiri. Dalam suatu pembangkit tenaga listrik, biaya investasi tidak hanya

digunakan untuk membeli dan memasang mesin pembangkit saja. Banyak sarana

dan prasarana lain yang ikut menelan biaya yang sangat besar. Dalam

pendefinisian sarana dan prasarana ini sampai sekarang belum ada acuan baku

yang disepakati antara pihak swasta yang akan membangun fasilitas pembangkit

dengan pihak regulator yang berhak menilai pembangkit tersebut layak untuk

dibangun atau tidak dilihat dari segi harga jual tenaga listriknya. Sedangkan


V-3

fasilitas-fasilitas pembangkit ini sangat berpengaruh terhadap biaya investasi yang

dikeluarkan yang nantinya dibebankan pada komponen A yang ujungnya akan

terlibat dalam perhitungan harga jual tenaga listrik pembangkit tersebut.

Selain biaya investasi untuk peralatan, sarana dan prasarana pembangkit,

terdapat biaya-biaya yang dikategorikan dalam biaya investasi pembangkit,

seperti biaya perizinan dan commissioning. Berikut ini adalah biaya-biaya yang

termasuk dalam biaya investasi suatu pembangkit listrik tenaga sampah :

No Jenis Investasi

1 Lahan dan Persiapan Lahan

2 Infrastruktur

3 Pekerjaan Sipil dan Gedung

4 Peralatan Pembangkit

5 Peralatan Penyimpanan dan Kendaraan

6 Peralatan Pemeliharaan

7 Biaya Pengembangan Proyek

8 Biaya Konstruksi

9 Biaya Implementasi dan Persiapan Operasi

Rincian jenis investasi diatas adalah sebagai berikut :

1. Tanah atau lahan tempat pembangkit dibangun dan persiapannya a. Pembersihan lahan b. Investigasi c. Survey Topografi d. Jalan akses

2. Infrastruktur dan utilitas : a. Jalan b. Lahan parkir c. Fasilitas persediaan air d. Pos penjaga e. Pagar dan gerbang f. Drainase g. Sistem proteksi petir h. Sistem telekomunikasi i. Sistem teknologi informasi j. Air Conditioning system and equipment k. Fire Fighter system and equipment l. Security system and equipment


V-4

3. Pekerjaan sipil dan gedung : a. Gedung pembangkit b. Konstruksi beton dan pondasi c. Pentanahan bawah tanah d. Perumahan e. Ruang kontrol f. Kantor, rumah ibadah, gudang, kantin, pantri

4. Peralatan mekanikal dan elektrikal pembangkit a. Fasilitas pengolahan sampah awal b. Crane c. Grate d. Ruang Bakar e. Boiler f. Turbin g. Fasilitas penanganan abu h. Fasilitas pengendali gas buang i. Transformator j. Switchgear k. Cubicle l. Bus bar m. Protective relay

5. Peralatan pemeliharaan 6. Pengembangan Proyek

a. Perizinan b. Biaya Konsultasi c. Studi Kelayakan

7. Peralatan Penympanan dan transportasi Transportasi (personel, material, dan bahan bakar/sampah)

8. Biaya kostruksi proyek a. administrasi dan kontrak b. Supervisi c. Kantor sementara d. Perumahan sementara e. Utilitas sementara f. Transportasi g. Water & power supply h. Commissioning i. Kontingensi j. Asuransi

9. Biaya Implementasi dan persiapa noperasi a. Komisioning b. Peresmian c. Kontingensi


V-5

Biaya-biaya tersebut bisa 100 % berasal dari investor atau terdiri dari

investor dan pinjaman bank. Tentu saja biaya-biaya tersebut harus dikembalikan

sesuai dengan perjanjian yang dilakukan. Kepada investor, nantinya akan ada

biaya pengembalian yang digambarkan melalui ROI. Sedangkan kepada bank,

pinjaman dikembalikan dengan mekanisme pengembalian pinjaman pokok dan

bunga.

Sekarang akan dibahas satu persatu mengenai depresiasi, biaya bunga dan

pendatan sebelum pajak.

Depresiasi

Depresiasi merupakan biaya penyusutan nilai aset pembangkit. Aset disini

adalah aset tangibles dan intangibles. Besarnya biaya depresiasi ini adalah nilai

aset (fasilitas) dibagi dengan waktu depresiasinya. Untuk tiap jenis aset dan

fasilitas pembangkit mempunyai waktu depresiasi yang berbeda-beda karena usia

ekonomis masing-masing fasilitas berbeda. Sehingga dalam penghitungan biaya

depresiasi suatu pemabangkit kurang tepat apabila seluruh aset atau fasilitas yang

ada didepresiasi dengan jumlah waktu yang sama. Selain usia ekonomis masing-

masing aset, hal lain yang harus diperhatikan adalah waktu pengembalian

pinjaman bank mengingat dalam investasi pembangkit biasanya pendanaan

sebagian besar berasal dari pinjaman bank. Waktu pengembalian pinjaman bank

tersebut menentukan besarnya biaya pengembalian pinjaman pokok dan biaya

bunga yang harus dibayar per tahun. Biaya depresiasi hendaknya bisa menutup

biaya pokok pinjaman per tahun tersebut sehingga tidak perlu mengambil dari

bagian investor. Berikut adalah penghitungan biaya depresiasi fasilitas-fasilitas

pembangkit yang ada :

Biaya Bunga

Biaya bunga muncul karena adanya komponen pinjaman bank dalam biaya

investasi. Dalam pinjaman bank terdapat beberapa parameter utama yaitu jumlah

pinjaman, waktu penurunan pinjaman, waktu pengembalian pinjaman, tingkat

bunga pinjaman, dan grace period. Biasanya dalam suatu investasi, pembayaran

biaya pokok pinjaman dan biaya bunga dilakukan tiap tahun.


V-6

Besarnya biaya bunga yang harus dibayar tiap tahun adalah :

InCnBunga )1()(

))1(...21()( nSSSCnC

Biaya bunga total yang harus dibayar :

n

nBungaBunga1

)(

Bunga(n) = biaya bunga pada tahun ke-n, rupiah

C(n-1) = Sisa pinjaman pada tahun ke-(n-1), rupiah

n = Waktu pengembalian pinjaman

C = Jumlah pinjaman pada tahun pertama operasi,

rupiah

S = Biaya pengembalian modal pokok (cicilan), rupiah

I = tingkat bunga pinjaman (%)

Sebagai catatan, perhitungan dilakukan selama masa operasi. Tahun

pertama operasi adalah tahun ke-1. Pembayaran biaya pokok pinjaman dan biaya

bunga sebelum masa operasi (selama masa konstruksi) belum dihitung.

Dalam kenyataanya, selama masa konstruksi, seharusnya dilakukan

pembayaran biaya pokok pinjaman dan biaya bunga. Hal ini dilakukan bila tidak

terdapat Grace Period (waktu penundaan pembayaran pinjaman), baik untuk

pembayaran biaya pokok pinjaman maupun biaya bunga. Yang dinamakan

sebagai biaya bunga adalah biaya bunga yang dihitung selama masa operasi saja.

Sedangkan biaya bunga yang dibayar selama masa konstruksi disebut IDC

(Intersest During Construction). IDC ini akan dimasukkan ke dalam biaya

investasi sebagai aset dan mengalami depresiasi. Pada saat masa konstruksi

tersebut, pembangkit listrik tidak memperoleh pendapatan hasil dari penjualan


V-7

listrik sehingga pembayaran bunga berasal dari modal kapital awal. Hal ini dapat

menyebabkan modal kapital awal yang dibutuhkan jauh lebih besar dibandingkan

modal kapital seharusnya. Besarnya biaya IDC tergantung dari tahap

pembangunan pembangkit.

Bila tidak terdapat Grace Period maka perhitungan biaya bunga dan IDC

adalah sebagai berkut :

"

1

)'(nn

nBungaBunga

InCnBunga )1'()'(

))1'(...21()1'( nSSSCnC

C 'SCo

))1"(...1()"( nSSConC

InConIDC )1"()"(

"

1

)"(n

nIDCIDC

"' nnn

C = Jumlah pinjaman pada tahun pertama operasi, rupiah

Co = Jumlah pinjaman awal, rupiah

I = Tingkat bunga pinjaman, %

S = Biaya pengembalian pinjaman pokok (cicilan), rupiah

IDC = Bunga selama masa konstruksi, rupiah

n = Waktu pengembalian pinjaman, tahun

n” = Waktu Konstruksi

Sedangkan bila terdapat Grace Period maka perhitungan biaya bunga dan

IDC adalah sebagai berkut :


V-8

Nnn

nBungaBunga"

1

)'(

InCnBunga )1'()'(

))1'(...21()1'( nSSSCnC

C 'SCo

))1"(...1()"( NnSSConC

InConIDC )1"()"(

Nn

nIDCIDC"

1

)"(

Nnnn "'

C = Jumlah pinjaman pada tahun pertama operasi, rupiah

Co = Jumlah pinjaman awal, rupiah

I = Tingkat bunga pinjaman, %

S = Biaya pengembalian pinjaman pokok (cicilan), rupiah

IDC = Bunga selama masa konstruksi, rupiah

n = Waktu pengembalian pinjaman, tahun

n” = Waktu Konstruksi

N = Grace period, tahun

Masa konstruksi suatu pembangkit dapat dibedakan menjadi beberapa

tahap. terdiri dari masa pengembangan (pembebasan lahan, pengerukan tanah,

pengiriman barang modal, dll), masa konstruksi (pekerjaan sipil, pemasangan

mesin dan peralatan elektrik), dan masa penyelesaian (commisioning, dll). Pada

tiap masa tersebut, pekerjaan yang dilakukan berbeda-beda, tentu saja biaya yang

dilakukan berbeda juga. Oleh karena itu mekanisme penurunan pinjaman bank

juga harus memperhatikan kondisi tersebut. Pinjaman bank hendaknya diturunkan

bertahap sesuai dengan masa-masa tersebut. Sehingga akan dapat mengurangi

biaya bunga selama konstruksi yang harus dibayar karena biaya IDC dikenakan


V-9

pada besarnya modal yang diturunkan. Faktor ini menyebabkan besarnya IDC

berbeda-beda di setiap tahap dan mempengaruhi jumlah total biaya IDC tersebut.

Biaya komponen A diatas dikeluarkan sepanjang umur pembangkit. Hal

ini jauh berbeda bila dibandingkan dengan kenyataan yang ada. Di dalam sistem

perekonomian sekarang, sebagian besar bank memberi pinjaman maksimal selama

10-15 tahun. Sebagian besar investor mengharapkan masa pengembalian modal

selama 8-10 tahun. Surat berharga obligasi memiliki masa tempo 10-15 tahun.

Pinjaman lunak dari luar negeri selama 30 tahun akan digunakan oleh pemerintah

untuk berbagai sektor dan tidak akan cukup untuk membiayai banyaknya investasi

pembangkit hingga 10 tahun ke depan. Hal ini menyebabkan masa pengembalian

modal beserta tingkat pengembaliannya tidak sama dengan umur pembangkit.

Percepatan masa pengembalian akan memperbesar biaya investment charges

dibandingkan dengan hasil perhitungan sebelumnya

Berdasarkan pembahasan diatas, dapat disimpulkan bahwa apabila PLN

menggunakan perhitungan biasa tanpa memperhitungkan percepatan depresiasi,

maka terjadi pengeluaran/biaya yang berlebihan dan biaya yang berlebih tersebut

akan dikenakan pada biaya pokok penyediaan (BPP) dan menyebabkan mahalnya

tarif dasar listrik. Hal ini sudah bukan merupakan biaya minimal pada

perencanaan pembangkit.

Pendapatan Sebelum Pajak (EBT)

Pendapatan sebelum pajak adalah pendapatan yang diperoleh setelah

dikurangi biaya produksi, biaya operasi dan pemeliharaan, depresiasi dan bunga,

tetapi belum dikurangi pajak. Pendapatan disini adalah pendapatan yang diperoleh

dari penjualan energ listrik. Biaya produksi di sini adalah biaya bahan bakar.

Pendapatan (P) :

iceEnergi Pr

Energi = Energi listrik yang dihasilkan, kWh

Price = Harga energi listrik, Rp/kWh


V-10

Pendapatan sebelum pajak (EBT) :

IDMOFCP &

P = Pendapatan, rupiah

FC = Biaya bahan bakar, rupiah

O&M = Biaya operasi dan pemeliharaan, rupiah

D = Biaya depresiasi, rupiah

I = Biaya bunga, rupiah

EBT ini menggambarkan pendapatan yang diperoleh oleh investor atas

investasi yang telah dikeluarkan. Sehingga hal tersebut menggambarkan tingkat

pengembalian modal kepada investor.

Sehingga besarnya komponen A dapat dihitung sebagai berikut :

n

nEnergi

EBTBungaDepresiasi

1

)(

V.1.2. Komponen B (Biaya Operasi dan Pemeliharaan Tetap)

Biaya ini adalah biaya untuk operasi dan pemeliharaan pembangkit yang

besarnya tidak tergantung pada energi listrik yang diproduksi. Biaya-biaya

tersebut ada yang berupa biaya tetap saja, biaya variabel saja, dan ada juga yang

mengandung komponen biaya tetap dan variabel. Sebagai contoh untuk jasa

reparasi dan perawatan reparasi dan perawatan ada yang berdasarkan jam operasi

mesin dan ada yang berdasarkan usia peralatan atau komponen mesin. Maka di

dalamnya terdapat biaya tetap jasa reparasi dan perawatan.

Biaya-biaya yang termasuk di dalam biaya operasi dan pemeliharaan

pembangkit adalah:


V-11

No Jenis Biaya

1 Insentif

2 Pemakaian Air

3 Bahan Kimia

4 Suku Cadang

5 Material Lain

6 Biaya Gaji

7 Biaya Kesejahteraan

8 Jasa Reparasi & Perawatan

9 Asuransi

10 Sewa

11 Retribusi

12 Diklat

13 Riset

14 Konsultan

Berikut ini adalah biaya-biaya yang termasuk di dalam biaya operasi dan

pemeliharan tetap.

No Jenis Biaya

1 Biaya Gaji



4 Asuransi

5 Sewa

6 Retribusi

7 Diklat

8 Riset

9 Konsultan

Berapapun energi listrik yang dihasilkan, jumlah biaya ini adalah tetap.

Dalam penghitungan komponen biaya ini, yang perlu diperhatikan adalah adanya

eskalasi atau kenaikan harga (biaya) dari masing-masing komponen biaya. Untuk

perhitungan biaya tiap tahun tanpa memasukkan komponen eskalasi harga adalah

dengan menjumlahkan keseluruhan biaya tersebut dalam waktu satu tahun,

kemudian menjumlahkan dengan biaya di tahun-tahun berikutnya selama masa


V-12

pembelian tenaga listrik (sesuai PPA). Kemudian membaginya dengan energi

listrik total yang dihasilkan selama waktu itu.

Selain biaya perawatan tetap pada bagian utama (mesin) pembangkit, pada

PLTSa juga terdapat biaya perawatan pada bagian peralatan yang digunakan

untuk memproses sampah sebelum masuk ke ruang bakar.

Biaya operasi dan pemeliharaan tetap (O&Mfixed) tiap tahun :

)()()()()()()(&)()()(& nKnRinDnRnSnAnPRnBKnBGnMfixedO

BG = Biaya gaji, rupiah

BK = Biaya kesejahteraan, rupiah

R&P = Biaya jasa reparasi dan perawaatan, rupiah

A = Biaya Asuransi, rupiah

S = Biaya Sewa, rupiah

R = Biaya Retribusi, rupiah

D = Biaya Diklat, rupiah

Ri = Biaya Riset, rupiah

K = Biaya Konsultan, rupiah

n = tahun

Biaya operasi dan pemeliharaan tetap (O&Mfixed) total (selama masa

pembelian tenaga listrik) tanpa adanya faktor eskalasi biaya :

)(&...)2(&)1(&& nMfixedOMfixedOMfixedOMfixedO

n = masa pembelian energi listrik, tahun

Biaya operasi dan pemeliharaan tetap (O&Mfixed) total (selama masa

pembelian tenaga listrik) dengan adanya faktor eskalasi biaya :


V-13

)(&...)2(&)1(&& nMfixedOMfixedOMfixedOMfixedO

)1()1(&)(& rnMfixedOnMfixedO

n = Masa pembelian energi listrik, tahun

r = Tingkat eskalasi biaya, %

Sehingga komponen B (biaya operasi dan pemeliharaan tetap) dapat

dihitung sebagai berikut :

Komponen B :

n

nEnergi

MfixedO

1

)(

&

O&Mfixed = Biaya operasi dan pemeliharaan tetap (O&Mfixed)

total (selama masa pembelian tenaga listrik)

n

nEnergi1

)( = Produksi energi listrik total pembangkit (selama

masa pembelan energi listrik)

V.1.3. Komponen C (Biaya Bahan Bakar)

Bahan bakar merupakan sumber energi utama untuk memproduksi energi

listrik. Jenis bahan bakar menentukan jenis pembangkit yang dipilih untuk

memproduksi listrik Biaya bahan bakar yang dikeluarkan setiap tahun tergantung

pada besarnya energi listrik yang diproduksi, dimana besarnya energi listrik

tergantung pada besarnya faktor kapasitas suatu pembangkit. Oleh karena itu,

faktor kapasitas yang dilayani oleh pembangkit menentukan besar kecilnya biaya

bahan bakar tersebut.

Untuk PLTSa, tidak terdapat komponen C karena sampah yang digunakan

sebagai bahan bakar diperoleh secara gratis. Hal ini dasumsikan karena PLTSa


V-14

tidak membeli sampah yang datang, melainkan menerima pembayaran dari pihak

yang akan membuang sampah (tipping fee)

V.1.4. Komponen D (Biaya Operasi dan Pemeliharaan Variabel)

Biaya ini adalah biaya untuk operasi dan pemeliharaan pembangkit yang

besarnya tergantung pada energi listrik yang diproduksi. Berikut ini adalah biaya-

biaya yang termasuk di dalam biaya operasi dan pemeliharaan pembangkit.

No Jenis Biaya

1 Insentif

2 Pemakaian Air

3 Bahan Kimia

4 Suku Cadang

5 Material Lain

6 Biaya Gaji



9 Asuransi

10 Sewa

11 Retribusi

12 Diklat

13 Riset

14 Konsultan

Seperti telah dijelaskan sebelumnya, biaya-biaya tersebut diatas ada yang

berupa biaya tetap saja, biaya variabel saja, dan ada juga yang mengandung

komponen biaya tetap dan variabel.

Berikut ini adalah biaya-biaya yang termasuk di dalam biaya operasi dan

pemeliharan variabel.


V-15

No Jenis Biaya

1 Insentif

2 Biaya Gaji


4 Pemakaian air

5 Bahan kimia

6 Suku cadang

7 Material lain

Kenaikan dan penurunan besarnya biaya ini mengikuti jumlah energi

listrik yang dihasilkan. Dalam penghitungan komponen biaya ini, yang perlu

diperhatikan adalah adanya eskalasi atau kenaikan harga (biaya) dari masing-

masing komponen biaya. Untuk perhitungan biaya tiap tahun tanpa memasukkan

komponen eskalasi harga adalah dengan menjumlahkan keseluruhan biaya

tersebut dalam waktu satu tahun, kemudian menjumlahkan dengan biaya di tahun-

tahun berikutnya selama masa pembelian tenaga listrik (sesuai PPA). Kemudian

membaginya dengan energi listrik total yang dihasilkan selama waktu itu.

Biaya reparasidan perawatan juga termasuk biaya reparasi dan perawatan

peralatan pemroses sampah awal.

Biaya operasi dan pemeliharaan variabel (O&Mvar) tiap tahun :

)()()()()(&)()var(& nMnSCnChnPAnPRnBGInMO

I = Biaya Insentif, rupiah

BG = Biaya gaji, rupiah

R&P = Biaya jasa reparasi dan perawaatan, rupiah

PA = Biaya pemakaian air, rupiah

Ch = Biaya bahan kimia, rupiah

R = Biaya Retribusi, rupiah

SC = Biaya Suku Cadang, rupiah

M = Biaya Material lain, rupiah


V-16

Biaya operasi dan pemeliharaan variabel (O&Mvar) total (selama masa

pembelian tenaga listrik) tanpa adanya faktor eskalasi biaya :

)var(&...)2var(&)1var(&var& nMOMOMOMO

n = masa pembelian energi listrik, tahun

Biaya operasi dan pemeliharaan variabel (O&Mvar) total (selama masa

pembelian tenaga listrik) dengan adanya faktor eskalasi biaya :

)var(&...)2var(&)1var(&var& nMOMOMOMO

)1()1var(&)var(& rnMOnMO

n = Masa pembelian energi listrik, tahun

r = Tingkat eskalasi biaya, %

Sehingga komponen D (biaya operasi dan pemeliharaan variabel) dapat

dihitung sebagai berikut :

Komponen D :

n

nEnergi

MO

1

)(

var&

O&Mvar = Biaya operasi dan pemeliharaan variabel (O&Mvar)

total (selama masa pembelian tenaga listrik)

n

nEnergi1

)( = Produksi energi listrik total pembangkit (selama

masa pembelan energi listrik)

Dalam menghitung harga jual energi pembangkit listrik tenaga sampah

swasta hendaknya mencari harga yang seoptimal mungkin yang artinya


V-17

menguntungkan antara produsen (investor) dan pembeli (PT. PLN (Persero)).

Untuk memenuhi hal tersebut perlu diketahui bagaimana pengaruh tiap parameter

perhitungan komponen harga jual listrik swasta terhadap harga dan parameter-

parameter yang lain. Dalam bab ini akan diadakan simulasi perhitungan harga jual

listrik (studi perencanaan) pembangkit listrik tenaga sampah dengan metode yang

telah dikemukakan disertai dengan sensitivitas parameter-parameter yang terlibat

terhadap hasil perhitungan.

V.2. Data Perhitungan Harga Jual Energi PLTSa

V.2.1. Data Umum Pembangkit

Kapasitas terpasang pembangkit = 10 MW

Faktor kapasitas = 85 % (tetap selama PPA)

Pemakaian Energi sendiri = 5 %

PPA = 20 tahun

Produksi listrik tiap tahun = 70,737,000 kWh

Produksi listrik 20 tahun = 1,414,740,000 kWh

Pajak pendapatan = 30 %

Rp/$ USD = 9050

ROI = 16,2 %

Data di atas diperoleh dari sebuah investor swasta yang akan melakukan

pembangunan PLTSa.

V.2.2. Biaya Investasi

Kebutuhan dan alokasi biaya investasi PLTSa yang direncanakan adalah

sebagai berikut :


V-18

No Jenis Investasi

1 Lahan dan Persiapan Lahan $445,000.00

2 Infrastruktur $994,475.14

3 Pekerjaan Sipil dan Gedung $3,314,917.13

4 Peralatan Pembangkit $9,944,751.38

5 Peralatan Penyimpanan dan Kendaraan $300,000.00

6 Peralatan Pemeliharaan $1,190,000.00

7 Biaya Pengembangan Proyek $1,104,972.38

8 Biaya Konstruksi

9 Biaya Implementasi dan Persiapan Operasi $414,000.00

Untuk biaya pekerjaan sipil dan peralatan pembangkit telah termasuk ke biaya

konstruksi (instalasi)

Waktu depresiasi masing-masing aset adalah sebagai berikut :

No Jenis Investasi Waktu depresiasi (Th)

1 Lahan dan Persiapan Lahan

2 Infrastruktur 15

3 Pekerjaan Sipil dan Gedung 15

4 Peralatan Pembangkit 15

5 Peralatan Penyimpanan dan Kendaraan 15

6 Peralatan Pemeliharaan 15

7 Biaya Pengembangan Proyek 15

8 Biaya Konstruksi

9 Biaya Implementasi dan Persiapan Operasi 15

Total biaya investasi untuk pembangunan pembangkit tersebut adalah USD

17,708,116 atau sekitar Rp 160,258,450,000.00 dengan kurs rupiah/$ USD

sebesar 9050.

V.2.3. Pendanaan

Pendanaan proyek pembangkit tersebut berasal dari dua pihak yaitu

investor dan pinjaman bank. Jumlah dana dari kedua pihak berikut kondisi-

kondisinya adalah sebagai berikut :


V-19

Pinjaman bank

PINJAMAN JANGKA PANJANG

Jumlah 10,624,870

Bunga 9.00%

Jangka Waktu Pengembalian 10

Cicilan pokok per tahun 1,062,487

*Jumlah Biaya dalam USD

Biaya pengembalian pokok pinjaman per tahun menggunakan metode

pengembalian tetap per tahun. Yaitu dengan membagi jumlah pijaman)

dengan jumlah waktu pengembalian (10 tahun). Sehingga didapatkan biaya

pengembalian pokok per tahun sebesar USD 1,062,487.

Investor

Jumlah dana investasi dari investor adalah USD 7,083,246. Dengan demikian

perbandingan antara investor dengan pinjaman bank adalah 60 % : 40 %.

V.2.4. Biaya Operasi dan Pemeliharaan

Biaya operasi dan pemeliharaan pembangkit yang direncanakan adalah

sebagai berikut :

No Biaya Operasi & Pemeliharaan USD Rp

1 Biaya Pegawai 610,310.00 5,523,305,500.00

2 Overhaul 0.00 0.00

3 Overhead 0.00 0.00

4 Consumables 0.00 0.00

5 Pemeliharaan & Kontrak 535,000.00 4,841,750,000.00

6 Asuransi 17,708.12 160,258,450.00

Asumsi eskalasi biaya operasi dan pemeliharaan = 0 %

Pada perencanaan pembangkit ini biaya operasip dan pemeliharaan tetap dan

variabel dinyatakan dalam bentuk komposisi dari biaya operasi dan pemeliharaan

total. Untuk biaya operasi dan pemeliharaan tetap nilainya adalah 80 % dari total


V-20

biaya operasi dan pemeliharaan. Sedangkan biaya operasi dan pemeliharaan

variabel besarnya adalah 20 % dari total biaya operasi dan pemeliharaan.

Dalam perencanaan hendaknya biaya operasi dan pemeliharaan tetap dan

variabel dinyatakansecara jelas dan terpisah untuk memudahkan evaluasi.

V.2.5. Biaya bahan bakar

Untuk biaya bahan bakar Pembangkit Listrik Tenaga Sampah ini besarnya

adalah 0. Karena sampah yang digunakan sebagai bahan bakar secara gratis.

V.3. Perhitungan Komponen Biaya Harga Jual Energi Listrik

V.3.1. Komponen A

Biaya Depresiasi

Berikut ini adalah biaya depresiasi tiap aset berikut waktu depresiasinya.

No Jenis Investasi USD Rp

Waktu

Depresiasi

(Th)

1 Lahan dan Persiapan Lahan 445,000 4,027,250,000

2 Infrastruktur 994,475 9,000,000,000 15

3 Pekerjaan Sipil dan Gedung 3,314,917 30,000,000,000 15

4 Peralatan Pembangkit 9,944,751 90,000,000,000 15

5

Peralatan Penyimpanan dan

Kendaraan 300,000 2,715,000,000 15

6 Peralatan Pemeliharaan 1,190,000 10,769,500,000 15

7 Biaya Pengembangan Proyek 1,104,972 10,000,000,000 15

8 Biaya Konstruksi 0

9

Biaya Implementasi dan

Persiapan Operasi 414,000 3,746,700,000 15

Total 17,708,116 160,258,450,000

Biaya depresiasi total tiap tahun adalah sebesar USD 1,150,874 atau

mencapai Rp 10,415,413,333 per tahun selama 15 tahun.


V-21

Sehingga biaya depresiasi selama 20 tahun masa operasi pembangkit

(perjanjian pembelian energi listrik) adalah USD 17,263,116 atau Rp

156,231,200,000.00.

Biaya Bunga

Biaya bunga tiap tahun adalah sebagai berikut :

Tahun Biaya Bunga (USD) Biaya bunga (Rp)

1 956,238.27 8,653,956,300.00

2 860,614.44 7,788,560,670.00

3 764,990.61 6,923,165,040.00

4 669,366.79 6,057,769,410.00

5 573,742.96 5,192,373,780.00

6 478,119.13 4,326,978,150.00

7 382,495.31 3,461,582,520.00

8 286,871.48 2,596,186,890.00

9 191,247.65 1,730,791,260.00

10 95,623.83 865,395,630.00

11 0.00 0.00

12 0.00 0.00

13 0.00 0.00

14 0.00 0.00

15 0.00 0.00

Sehingga biaya bunga selama 20 tahun masa produksi energi listrik adalah

sebesar USD 5,259,310.46 atau Rp 47,596,759,650.00

EBT

Dengan menggunakan formula berikut :

)1(

)()(

tax

nNPnEBT

Didapatkan EBT selama 20 tahun adalah USD 32,813,877.87

EBITDA selama 20 tahun adalah USD 55,336,304.35


V-22

Sehingga diperoleh nilai dari komponen A adalah :

n

nEnergi

EBTBungaDepresiasi

1

)(

Atau

n

nEnergi

EBITDA

1

)(

= USD 0.039114116/kWh = Rp 353.982749/kWh

V.3.2. Komponen B dan Komponen D

Berikut adalah daftar biaya operasi dan pemeliharaan pembangkit :

No Biaya Operasi & Pemeliharaan USD Rp

1 Biaya Pegawai 610,310.00 5,523,305,500.00

2 Overhaul 0.00 0.00

3 Overhead 0.00 0.00

4 Consumables 0.00 0.00

5 Pemeliharaan & Kontrak 535,000.00 4,841,750,000.00

6 Asuransi 17,708.12 160,258,450.00

Pada biaya operasi dan pemeliharaan ini, biaya pemeliharaan keseluruhan

dimasukkan ke dalam biaya pemeliharaan dan kontrak. Total biaya operasi

dan pemeliharaan tiap tahun adalah USD 1,163,018.12 atau Rp

10,525,313,950.00. Biaya operasi dan pemeliharaan tetap dan variabel

dinyatakan dalam komposisi terhadap biaya operasi dan pemeliharaan total.

Biaya operasi dan pemeliharaan tetap mencapai 80 % dari jumlah biaya


V-23

operasi dan pemeliharaan total, sedangkan Biaya operasi dan pemeliharaan

variabel mencapai 20 % dari jumlah biaya operasi dan pemeliharaan total

Sehingga biaya operasi dan pemeliharaan tetap adalah tiap tahun USD

930,414.49 atau Rp 8,420,251,160.00

Sehingga biaya operasi dan pemeliharaan variabel tiap tahun adalah USD

232,603.62 atau Rp 2,105,062,790.00.

Tidak terdapat eskalasi biaya operasi dan pemeliharaan.

Biaya operasi dan pemeliharaan tetap selama 20 tahun adalah USD

18,608,289.86 atau Rp 168,405,023,200.00

Biaya operasi dan pemeliharaan variabel selama 20 tahun adalah USD

4,652,072.46 atau Rp 42,101,255,800.00

Sehingga nilai dari komponen B adalah :

kWh 0001,414,740,

.8618,608,289 USD = USD 0.01315

= Rp 119 /kWh

Nilai dari komponen D adalah :

kWh 0001,414,740,

44,652,072. USD = USD 0.00329

= Rp 29.759005 /kWh

V.3.3. Komponen C

Nilai komponen C diasumsikan 0 karena bahan bakar yang digunakan adalah

sampah yang diperoleh dengan tanpa mengeluarkan biaya. Hal ini dikarenakan

sampah yang masuk PLTSa justru dikenakan biaya tipping fee. Biaya tipping fee

merupakan biaya yang harus dibayar oleh pihak yang membuang sampah di

PLTSa.


V-24

V.3.4. Harga Jual Energi Listrik (Rp/kWh)

Harga jual energi listrik yang dihasilkan oleh PLTSa ini adalah merupakan

penjumlahan komponen biaya pembanagkitan A, B, C, dan D. Diperoleh haraga

Rp/kWh = 502.74. Pada harga jual tersebut didapatkan nilai IRR = 12,14 % dan

waktu pengembalian investasi 6,65 tahun.

BAB V Perhitungan Harga Jual Energi Pembangkit Listrik ... · PDF fileBAB V Perhitungan Harga...

Documents

Transcript of BAB V Perhitungan Harga Jual Energi Pembangkit Listrik ... · PDF fileBAB V Perhitungan Harga...