14062-7-425247639328

MODUL 7 PERENCANAAN SISTEM TENAGA LISTRIKPentaripan (pricing) dan model penerimaan (revenue model)

7.1. Definisi tarip listrikDaftar harga jual listrik yang ditawarkan kepada pembeli, lengkap dengan penjelasan harga, jaminan mutu, penalti, syarat-syarat teknis dan bisnis. Komponennya antara lain:

Harga untuk:

Kemampuan minimum yang dapat dimanfaatkan pembeli (tagihan beban – demand satuan Rp/kW/bulan. Demand bisa saja dengan satuan lain misal Rp/amper/bulan. Demand interval harus didefinisikan dalam tarip)

Listrik yang dibeli (Rp/kWh)

Jaminan mutu:

Tujuh-belas aspek mutu listrik (harus diuraikan kuantitatip):

1. Frekuensi, variasi frekuensi2. Tegangan, variasi tegangan3. Flicker4. Hilang tegangan sekejap5. Keseimbangan tegangan6. Harmoniks7. Keandalan 8. Voltage swells, 9. Electrical noise, 10. Faktor daya rendah, 11. Ground loops, 12. EMI (Electromagnetic Interference, 13. Static electricity, 14. Voltage surges, 15. Voltageimpulses , 16. Demand interval dan 17. Kelayakan instalasi.

Tarip merupakan bagian dari kontrak jual beli listrik. Dalam tarip harus dijelaskan siapa yang bertanggung jawab pada masing-masing aspek dari ke 17 aspek mutu diatas; siapa yang dikenakan penalti bila kesepakatan tentang mutu dilanggar. Penalti bila salah satu fihak menyebabkan rusaknya mutu (jadi bukan ganti rugi!). Penalti yang tercantum dalam kontrak harus bersifat final; tidak ada arbritase, tidak ada class action

Syarat teknis dan ketentuan cara menyambung:

Alat ukur yang digunakan (usul penting menghapus pembatas, diluar negeri tidak ada pembatas!)Saran untuk alat ukur:

Hanya meter kWh untuk pemakai kecil (sampai 20kVA) dengan kemungkinan tarip TOU (time of use)Meter kWh dan pengukur demand maksimum untuk pemakai besar (diatas 20kVA) dengan kemungkinan tarip TOU

Interface (tegangan sambungan, cara sambungan, BIL)

Syarat bisnis:

Cara penyerahan invoice dan cara pembayaran

Perencanaan Sistem Tenaga ListrikIr. Isworo Pujotomo, MT.

Pusat Pengembangan Bahan AjarUniversitas Mercu Buana

‘11 1

Kata kunci:

Penyusunan tarip sebagai bagian businessplan (Perencanaan financial), mencover biaya produksi

Tarip berdasarkan kontrak seluruhnya

Tarip berdasarkan kontrak dengan adjustment

Dynamic, spot dan real time pricing.

Ketentuan pembacaan alat ukur

Interval pengukuran demand.

7.2. Tarip listrik harus:

Mampu menutup pengeluaran perussahaan (cost recovery) dan memberi keuntungan (dividend) yang pantas kepada pemegang saham.

Kaidah ini yang kurang difahami oleh petinggi rakyat yang populisAkibatnya pemerintah harus mensubsidi PLN dan subsidi menjadi beban rakyat.

Memberi daya saing dibandingkan dengan produsen lainnya.

Win-Win baik pembeli maupun penjual apabila melanggar kontrak harus ada penalti.

Antara lain penalti ketidak andalan, padam lebih dari satu jam dalam sehari ada potongan tagihan tetap sebesar 1/50 besar tagihan tetap per bulan.

7.3. Yang dimaksud dengan pembeli:Pengguna akhir: bisa beli dari Penjual, operator P3B maupun operator pembangkit langsung (wheeling). Operator penjual yang membeli dari P3B maupun operator pembangkit. Dalam analisa anda definisi ini harus disesuaikan dengan ketentuan-ketentuan yang telah ditetapkan dalam undang-undang.

7.4. Implementasi tarip tarip (Pricing implementation)

1) Prescribed pricing (seperti kontrak yang dilaksanakan PLN sekarang)2) Dynamic, spot dan real time3) Pelaksanaan spot pricing, tahap pertama hanya variable cost yang dispot pricing, fixed costnya masih prescribed

(kontrak).

Spot pricing terutama untuk operator pembangkit jual.

7.5. Perencanaan tarip.

7.5.1. Prescribed pricing jual beli curahPerhatikan gambar 7-1. Tarip ini bisa untuk:1. Operator pembangkit jual dilengkapi penalti pemadaman (unavailability). Pembeli dari operator

pembangkit antara lain operator P3B atau pengguna langsung dengan wheeling.2. Pengguna langsung, (pelanggan besar large, light and power cutomers) beli dengan daya 10kVA

keatas, dilengkapi penalti pemadaman.3. Operator P3B jual disamping dilengkapi

penalti pemadaman ditambah biaya pengoperasian on load tap changer. Pembeli dari operator P3B antara lain operator distribusi atau pemakai langsung dengan wheeling.

Pengukuran beban (satuan misalkan kW) menggunakan meter kW maksimum untuk jangka invoice yang dibikin (biasanya bulanan)

7.5.2. Prescribed pricing pengguna akhir kecil beli (small light and power customers)



‘11 2

Gb.7-1

Kurva tarip pengguna akhir kecil (pengguna sederhana) ialah seperti Gb.7-2. Alat ukur cukup mater kWh bila perlu meter kWh penunjukan ganda; tanpa pembatas (pembatas menurunkan keandalan!?).

Karena meter kWh sudah jamak dengan kemampuan 100 A fasa tunggal, pelanggan semacam ini dapat berlangganan dengan daya 230V100A = 23kVA fasa tunggal atau pemakaian (dihitung dengan 160 jam tiap bulan) 3600kWh tiap bulan.

7.5.3. Prescribed pricing pengguna akhir besar (large light and power).

Pengguna semacam ini menghendaki kesempatan:

Pengurangan harga bila daya yang dia pakai rendah, dilaksanakan dengan memasang meter kW maksimum.

Perbedaan harga untuk WBP (waktu beban puncak), LWBP(luar waktu beban puncak) dan WBSR (waktu beban sangat ringan) baik harga pemakaian (kWh) maupun daya pemakaian (time of use pricing), dilaksanakan dengan penggunaan meter yang bisa mencatat pemakaian untuk waktu yang berbeda-beda tersebut, lihat Gb.7-3)

7.5.2. Spot pricing

Penentuan harga ditetapkan beberapa jam sebelum delivery disesuaikan dengan kondisi demand supply and price. Pada spot pricing apakah masih dibedakan antara tagihan beban dan tagihan variabel? Bila ada tagihan beban biasanya tagihan ini tetap prescribed (dikontrak lebih dahulu!).

7.5.3. Struktur tarip untuk pengguna akhir.

Tabel 7-1Masalah/masukan Struktur tarip

Pengelompokan pembe-li/pelanggan:

Macam alat ukurDg. Memperha-tikan DSM

Perencanaan berhulu pada masalah-masalah pemasaran atau kebutuhan pelanggan: kWh, kW, kurva beban harian, kurva lama beban tahunan, keandalan.1. Perumahan sederhana/pedesaan, masing-masing

rumah perumahan susun.2. Industri satu shift3. Perkantoran sederhana, pertokoan sederhana4. Perumahan mewah5. Pompa pertanian

Pelanggan sederhana, Rp/kWh saja.

Meter kWh pengukuran tunggal.Meter kWh pengukuran ganda.

6. Gedung bertingkat niaga (perkantoran, pertokoan, hotel, apartmen mewah, kondemenium), kawasan industri.

Pelanggan ada yang curah1*)

2*)

7. Industri operasi 24 jam 1*) 2*)



‘11 3

8. Industri intensip listrik (tanur baja, peleburan aluminium dsbnya.

1*) 2*)

9. Pompa air banjir 1*) 2*)

10. Kereta api listrik 1*) 2*)

1*) Ada tagihan tetap [Rp/bulan/kW tersambung] ada tagihan pemakaian [Rp/kWh], tagihan tetap sifatnya juga variabel tergantung penunjukan meter demand maksimum dan waktu (time of use).

2*) Meter kWh penunjukan banyak, meter kW maks penunjukan banyak sesuai time of use

Time of use: WBP (waktu beban puncak), LWBP (luar waktu beban puncak), BSR (beban sangat ringan, tengah malam antar jam 01:00 s/d 03:00, hari libur dan sebagainya.

Kurva tarip pelanggan sederhana, lihat Gb.7-2.

Beri nilai dan tetapkan tagihan tetap dan tagihan pemakainnya pada kurva Gb.7-2 dengan ketentuan: Pembayaran minimum Rp.15,000.- tiap

bulan Pada 80kWh/bulan Rp.60,000.- tiap bulan Pada 700kWh/bulan Rp. 200,000.- tiap

bulan. Untuk pemakaian diatas 700kWh

dikenakan Rp.600.- tiap kWh.

Gambar kurvanya diatas kerta mm, cantumkan persamaan kurvanya!Berapa tagihan pada pemakaian 70kWh tiap bulan?Berapa tagihan pada pemakaian 400kWh tiap bulan?Berapa tagiah pada pemakaian 850kWh tiap bulan?

Gb.7-3 ialah kurva tarip untuk pengguna large light and power (rumah sangat besar, pelanggan dikompleks niaga, pelanggan industri dan lain sebagainya)



‘11 4

Gb.7. – 2

Gb.7. – 3.Kurva tarip listrik pengguna langsung

Daya diatas 23kW (large light and power).

A. Pendekatan produksi:

7.6. Mencover biaya tetap dan biaya variabel, mengikuti analisa impas: Pembangkitan, transmisi, Distribusi dan alat ukur.

Untuk menyusun daftar harga listrik penjual dapat menggunakan pendekatan biaya produksi yang dibagi jadi dua komponen yakni:1. Biaya tetap dan

2. Biaya variabel.

Sebagai contoh apabila produksi menggunakan mesin disel rincian biaya adalah sesuai tabel 1-1 dibawah ini. Dipilih menggunakan alternatip menggunakan mesin cadangan, apabila semua kemampuan dapat dijual biayanya adalah sebagai berikut:

Tabel 1-1 Perhitungsn biaya diselPERHITUNGAN BIAYA DISEL.Perhitungan ini dibuat berdasarkan data yang paling dapat dipercaya pengguna listrik!

Operating cost Bahan bakar 220 g/kWh atau 0.2588 liter/kWh Harga bahan bakar (solar) 380 + 20 Rp/kWh, 0.2588*400 = 103.52 Rp/kWh Minyak lincir 1.5 g/kWh @ Rp.6000 per kg atau = 9.00 Rp/kWh

Jumlah variable cost 112.52 Rp/kWh

Fixed cost:Investment for 2000 kVA Diesel Genset: 2000 kVA Diesel Genset Rp. 1,310.000 juta Bangunan 225 M2 Rp. 135.000 juta Installation cost 20% of Rp.1,310 juta Rp. 262.000 juta Lain-lain Rp. 20.000 juat Jumlah Rp. 1,727.000 juta Atau per kVA (1727.000)/2000 = Rp. 0.864 juta Plus cadangan 30% menjadi 1*) Rp. 1.123 juta Amortisasi i=15%, N=5 bagi 12 Rp. 27,906.18 per kVA per bulan. Pemeliharaan per tahun 5% dari Rp.1.123 juta Tiap tahun atau Rp. 4,677.29 per kVA per bulan. Operator 3 orang per bulan 17.4*3/12 Rp. 2,175.00 per kVA per bulan.Jumlah fixed cost dengan 30% cadangan Rp. 34,758.47 per kVA per bulan.Jumlah fixed cost tanpa 30% cadangan Rp. 28,318.6 per kVA per bulan

Dari model pembangkit disel tersebut diatas didapat:Variabel cost Rp. 112.52 per kVA danFixed cost Rp. 34,578.50 per kVA perbulan untuk pelayanan dengan 30% cadangan danFixed cost Rp. 28,318.60 per kVA perbulan untuk pelayanan tanpa cadangan

pemakai listrik harus berjumlah 2000kVA bila kurang usaha ini akan merugi.



‘11 5

Pemakai listrik dalam model tersebut diatas bisa lebih besar dari 2000 kVA bila para pemakai tersebut memiliki beban puncak yang berbeda dan ini merupakan keuntungan operator penjualan listrik bahkan untuk meningkatkan daya saing operator dapat menurunkan harga fixed chargenya.

Apabila operator berkeputusan menyediakan listrik tanpa cadangan maka bila ada pembangkit overhaul atau pembangkit gangguan suplai listrik harus dihentikan hal ini mungkin saja misal untuk paberik tekstil; pembangkit overhaul bersamaan dengan overhaul seluruh paberik tekstil tersebut; pada umunya paberik-paberik tidak menghendaki demikian. Mereka menghendaki operasi terus-menerus kecuali dihari libur Tahun Baru dan Hari Raya Iduk Fitri dimana waktu libur sangat pendek sehingga tidak mungkin menawarkan overhaul pada saat libur tersebut.

Sebuah pembangkit bisa dibebani lebih dalam waktu yang singkat misal muatan lebih 10% untuk 1/2 jam dan muatan lebih 20% untuk 1/4 jam sehingga apabila ada pemakaian lebih akibat asutan motor tidak perlu motor tersebut dilepas dari suplai listriknya. Dari uraian beban lebih ini lahirlah pengertian demand interval (lihat definisi di Bab 8. Glosari).

Dari uraian diatas dapat disimpulkan bahwa tarip terdiri dari dua komponen yakni komponen:1. Tagihan tetap (demand charge) atau juga disebut

biaya beban dengan satuan Rp/kW/bulan atau Rp/kVA/bulan.

2. Tagihan variabel (energy charge) atau juga disebut biaya pemakaian satuan Rp/kWh.

Adanya dua komponen tersebut mendekati analisa impas pada analisa biaya. Pemakaian kWh yang banyak meningkatkan capacity factor pembangkit sehingga menurunkan biaya produksi per satuan produksi atau kWh. Contoh diatas hanya memperhatikan biaya tetap pembangkit. Untuk perusahaan listrik biaya tetap transmisi, distribusi dan alat ukur juga harus diperhatikan. Karena itu sebaiknya ada 5 macam harga pokok penjualan bagi perusahaan listrik yakni:1. Harga pokok penjualan disis rel transmisi di gardu

induk (rel 150kV atau rel 70kV),2. Harga pokok penjualan disisi rel 20kV di gardu

induk,3. Harga pokok penjualan disisi rel 20kV di gardu

distribusi,4. Harga pokok penjualan di rel 400V di gardu

distribusi dan5. Harga pokok penjualan pada JTR.

Pada umumnya harga pokok penjualan sudah termasuk biaya alat ukur standar. Bila pelanggan menghendaki dapat saja alat ukur non standar dan bila perusahaan listrik yang memasang bisa menagihkan biaya penyambungan.Untuk mendapatkan penggantian (men-cover) biaya tetap juga ditrapkan pembayaran biaya penyambungan

(sumbangan biaya penyambungan, connection charge, contribution for connection, bijdrage aansluit kosten). Adanya biaya penyambungan mengurangi daya saing.

Cara mengukur: Semua besaran listrik harus bisa diukur dan bila perlu juga bisa dibatasi.kWh diukur dengan meter kWh biasanya tidak dibatasi.kW (demand) bisa diukur dengan demand meter juga bisa dibatasi. Cara mengukur demand kW yang paling sederhana ialah dengan meter kWh yang ada kopelingnya kopeling terlepas pada waktu sesuai intervalnya. Bila interval 1/2 jam kopeling terlepas setiap 1/2 jam dan bila hasil pencatatan ini dikalikan 2 merupakan demand dalam kW untuk interval 1/2 jam. Bila interval 1/4 jam kopeling terlepas setiap 1/4 jam dan bila hasil pencatatan ini dikalikan 4 merupakan demand dalam kW untuk interval 1/4 jam. Cara mengukur demand dalam kVA yang tepat hanya menggunakan meter elektronik. Pembatasan demand yang paling tepat ialah menggunakan meter kW maksimum sebagai relai. PLN menggunakan relai arus untuk membatasi demand kVA, jelas ini kurang tepat; bila tegangan PLN turun kVA yang didapat pelanggan ikut turun. Bila pemakaian diatas kontrak suplai listrik padam karena relai jatuh artinya keandalan turun.

Definisi Internasional demand adalah dengan interval!

7.7. Peningkatan faktor kapasitas (dari DSM ke PSM).

DSM (demand side management) lahir karena lambannya investasi dibidang bisnis listrik sehingga diwaktu beban puncak terjadi kekurangan pembangkitan dan beban lebih pada penyaluran. Adanya kekurangan investasi ini menyebabkan DSM positip!

Konsep DSM positip bisa dalam bentuk:

1. Peak clipping (pemotongan beban puncak)

2. Penghematan atau pengurangan pemakaian kWh (peningkatan efisiensi peralatan pelanggan)

3. Valley filling: Penggeseran beban dari waktu WBP (waktu beban puncak) ke LWBP (luar waktu beban puncak).

Sebaliknya sesudah tahun 1990 terjadi kelebihan kemampuan pembangkitan sehingga DSM akan sebaliknya artinya menganjurkan pemakaian listrik sebanyak-banyaknya memanfaatkan listrik pada saat beban puncak. Adanya kelebihan investasi ini menyebabkan DSM negatip!

Untuk peningkatan faktor kapasitas pembangkit langkah-langkah yang sesuai dari konsep DSM adalah peak clipping dan valley filling. Langkah-langkah yang diambil:1. Tagihan yang lebih mahal waktu beban puncak, bisa

tagihan kWh bisa tagihan kW/bulan.



‘11 6

2. Anjuran penggunaan “termos” air panas untuk mandi. Bagi mereka yang biasa mandi air panas waktu beban puncak airnya dipanaskan luar waktu beban puncak dan dimasukkan termos.

7.8. Penalti pemakaian WBP.

Tagihan yang lebih mahal waktu beban puncak merupakan contoh penalti pemakaian WBP. Adanya WBP (waktu beban puncak) dan LWBP (luar waktu beban puncak) merupakan bagian demand side manajemen yang menuju peningkatan capacity factor pembangkit. Penalti pemakaian WBP sudah diterapkan jauh sebelum lahirnya gagasan DSM sesuai penjelasan di seksion 1.2.

PLN menentukan WBP hanya 4 jam yakni antara jam 1800 dan jam 220 berdasarkan kurva beban harian listrik

perumahan yang dominan. Terutama didaerah dengan pelanggan niaga dan pelanggan industri dominan WBP hanya 4 jam tersebut tidak sesuai lagi. Tabel 1-2 menjelaskan bahwa WBP Singapura lebih lama dari WBP PLN.

Sebaiknya waktu pemakaian listrik pada hari kerja dibagi jadi 3 kelompok yakni: WBP (waktu beban puncak)LWBP (luar waktu beban puncak)WBSR (waktu beban sangat ringan) biasanya tengah malam pada hari kerja).Di hari minggu, hari libur dan hari libur khusus lebaran natal dan tahun baru dapat ditentukan lain lagi.Julad masing-masing kelompok dapat ditentukan para pengusaha listrik. Di Australia julad pada hari kerja adalah sebagai berikut:WBP jam 07:00 s/d 09:00 dan 17:00 s/d 20:00LWBP jam 09:00 s/d 17:00 dan 20:00 s/d 22:00WBSR jam-jam yang lain, lihat diagram dibawah ini:

Valey filling.Peak clipping.

kWh demand reduction, langkah-langkah sekarang masih berkelebihan.

Interrupted tariff, padam sebagian, padam seluruhnya.Hot line operation hanya berperan bila ada penalti

pemadaman.

Disarankan Indonesia untuk setiap daerah ada julad yang berbeda dan para operator listrik (dipelopori masing-masing operator distribusi setempat) dapat menyepakati julad tersebut tanpa dengan KEPPRES ATAU PP!

7.9. Penalty faktor daya rendah.

Penalti faktor daya (power factor) rendah adalah ikhtiar operator listrik agar penggunaan generator pembangkit (berkaitan) dengan kemampuan eksitasi dan pengaturan tegangan di sistem transmisi dan distribusi), saluran transmisi dan saluran distribusi yang lebih efisien. Sebaiknya penalti ini dilaksanakan pada struktur tarip dengan pengukuran beban dengan kW jadi tidak dengan kVA seperti PLN. Pada struktur tarip dengan kVA pelanggan tidak dapat memahami adanya penalti faktor daya rendah karena pelanggan merasa dengan satuan kVA pelanggan sudah membayar kVAR.



‘11 7

7.10. Discount interrupted supply, discount pemakaian waktu beban sangat rendah dan lain-lain discount.

Ada pelanggan yang tidak keberatan bila saat distributor kesulitan pembangkitan suplai listriknya dipadamkan atau sebagian dipadamkan pemadaman ini dapat dengan syarat pemberi-tahuan terlebih dahulu atau tanpa pemberi-tahuan terlebih dahulu pelanggan semacam ini meng-harapkan tarip listrik yang lebih murah. Contoh pelanggan semacam ini ialah pelanggan niaga dengan air conditionig atau yang memiliki pembangkit cadangan.

Pada saat malam hari libur beban sistem pembangkitan bisa sangat rendah; misal pada saat malam Minggu, malam tahun baru, malam lebaran dan sebagainya, bagi operator pembangkitan timbul kesulitan karena harusMemadamkan PLTU batubara, PLTN untuk beberapa jam saja, agar beban rendah ini tidak terjadi perusahaan listrik memberi insentip rabat biaya beban atau rabat biaya pemakaian. Untuk pelaksanaan rabat ini diperlukan alat ukur yang canggih yang mampu mencatat beban maupun pemakaian pada hari-hari libur tersebut.

7.11. Mencover kemampuan dan biaya pengukuran.

Harga listrik yang digambarkan tarip listrik harus mencover:1. Biaya tetap dan biaya variabel operator baik

Operator Pembangkitan, Operator Penya-luran maupun Operator Distribusi.

2. Keandalan dalam hal antara lain termasuk : biaya Operator Distribusi yang harus

menyediakan pembangkit cadangan setempat. Contoh operator kondemenium juga merupakan operator distribusi listrik yang harus menyediakan pembangkit cadangan setempat.

biaya Operator Penyaluran yang harus menyediakan cadangan putar, cadangan rawat dan cadangan mogok (forced outage reserved).

3. Biaya alat ukur. Apabila alat ukur yang disediakan operator tidak memuaskan pembeli operator bisa saja minta sumbangan biaya alat ukur diluar standar sebagai biaya penyambungan; tetapi cara ini jelas tidak simpatik!

B. Pendekatan pasar, pesaing dan kondisi lingkungan:

Dengan adanya globalisasi perkembangan niaga (bisnis) akan berlanjut ke anti monopoli, privatisasi, kompetisi dan dan isu lingkungan baik fisik maupun bisnis, politis dan sosial sehingga orang jualan tidak saja harus memperhatikan biaya produksinya tetapi juga:

1. Harga jual pesaingnya.2. Kemudahan dan pelayanan yang

melengkapi jualannya,3. Biaya tambahan sebagai akibat masalah

pengrusakan lingkungan baik saat produksi, penyaluran maupun kemasan yang dibuang saat pemakaian.

7.12. Apa yang dibayar pengguna listrik.

Bertambah lama pelanggan di Indonesia bertambah kritis terutama dengan masuknya modal asing yang menekankan pemikiran yang adil dan keterbukaan karenanya perlu pemahaman apa yang dibayar pengguna listrik, yakni ada 3: ketersediaan, keandalan dan konsumsi.

7.12.1. Ketersediaan. Pengguna listrik harus membayar kesepakatan dengan pemasoknya besar ketersediaan yang diminta pengguna.

Bila pemasok adalah pembangkitan sendiri pembayaran ini adalah dalam bentuk penyisihan biaya penyusutan.

Bila pemasuk adalah perusahaan listrik pembayaran ini adalah dalam bentuk biaya penyambungan atau biaya beban atau kedua-duanya harus dibayar oleh pengguna.

Biaya penyambungan dibayarkan sekaligus pada waktu menyambung dan satuannya bisa Rp./kW atau Rp./sambungan.

Biaya beban dibayarkan setiap bulan dan satuannya bisa Rp./kW/bulan. Jumlah Rp/bulan dapat tetap dapat pula bervariasi sesuai kebutuhan maksimum yang telah digunakan selama bulan penggunaan tersebut.

7.12.2. Keandalan. Keandalan harus dibayar pengguna listrik misalkan dalam bentuk biaya beban yang lebih mahal sebagai akibat keharusan pemasok untuk menyiapkan pembangkit cadangan (baik cadangan rawat maupun cadanagan mogok) maupun menyediakan saluran cadangan.

Dalam tarip listrik terdapat tingkat keandalan sebagai berikut:



‘11 8

1. Tidak boleh padam samasekali2. Distributor listrik akan memadamkan sebagain

instalasi pelanggan terutama diwaktu beban puncak bila distributor kekurangan pasok pembangkitan. Ketentuan ini merupakan kesepakatan antara perusahaan listrik dan pelanggan dimana biaya beban pelanggan butir 2 ini akan lebih murah dari biaya beban butir 1 diatas atau diatur dengan memberikan rabat (discount).

3. Pelanggan hanya dapat menikmati listrik hanya diluar waktu beban puncak.

Mengingat distributor listrik merasa bahwa waktu beban puncak biaya produksi lebih mahal maka waktu penggunaan listrik dibagi menjadi:a) Waktu beban puncak misal antara jam07:00-09:00

dan 17:00-20:00 di hari kerjab) Waktu luar beban puncak misal antara jam 09:00-

17:00 dan 20:00-22:00 di hari kerjac) Waktu beban puncak dihari libur misal antara

jam07:00-09:00 dan 17:00-20:00 di hari liburd) Tengah malam dan hari libur waktu diluar butir

a, b dan c tersebut diatas.Baik tagihan tetap maupun tagihan variabel (fixed and variable charge) untuk waktu-waktu tersabut diatas biasanya dibuat berbeda.Kadang-kadang pengguna listrik tengah malam 23:00 s/d 03:00 mendapat bonus atau tambahan keringanan lagi. Hal ini diperlukan agar beban tengah malam tersebut bila terlalu ringan akan mengganggu operasi PLTU Batubara dan PLTN.

Peningkatan keandalan dapat dilaksanakan dengan:1. Menambah pembangkit disisi pembangkitan,2. Menyempurnakan fasilitas transmisi dan distribusi

dengan menambah saluran paralel atau menggunakan peralatan yang lebih canggih dan

3. Menempatkan pembangkit cadangan dilokasi pelanggan/pengguna.

7.12.3. Tenaga listrik yang dikonsumsi. Tenaga listrik yang dikonsumsi harus dibayar pengguna sebagai biaya bahan bakar (untuk pembangkitan sendiri) atau kWH pemakaian yang tercatat meter kWh.

Aspek-aspek tersebut diseksion 1.6 diatas harus tercerminkan dalam tarip listrik.

7.13. Tetap memperhatikan cross subsidy (?), willingness to pay. Cross subsidy atau subsidy pelanggan tidak mampu.

Cross subsidy masih merupakan isu politik yang rawan hal ini disebabkan:

1. Adanya pengguna kecil (penghuni RSS) yang tidak mampu membayar listrik sesuai harga pokok penjualannya.

2. Adanya keinginan masyarakat memberi tarip listrik yang murah bagi masjid-masjid, gereja, rumah ibadat lainnya, rumah sakit dan usaha sosial lainnya.

3. Adanya keinginan perusahaan listrik sendiri untuk memberi rabat kepada pelanggan yang kesempitan dan

4. Adanya azas pemerataan pembangunan.Tarip listrik harus sama diseluruh Indonesia?

Tarip listrik harus lebih murah di IBT (Indonesia Bagian Timur)?

Yang jelas biaya produksi di Jawa untuk per kWh lebih murah karena:

1. Penggunaan bahan bakar batubara dan gas alam; di luar Jawa menggunakan solar walaupun sudah ada subsidi BBM biaya produksi listriknya masih lebih mahal,

2. Usaha skala besar dan3. Padat beban yang lebih tinggi.

Willingness to pay: Memang benar pelanggan niaga tidak keberatan membayar lebih mahal tetapi mereka ada harapan dengan membayar lebih mahal mendapatkan keandalan dan pelayanan yang lebig baik. Yang punya uang 40 juta Rp hanya mampu membeli mobil Daihatzu Classy. Yang punya 200 juta Rp. mempunyai wilingness to pay yang lebih tinggi tetapi dia tidak akan sepakat dengan 200 juta Rp hanya mendapatkan Classy dia menuntut Mercy!Di Indonesia issue seksion 7.13 masih merupakan wacana yang para stake holders belum ada kesepakatan!

7.14. Lebih banyak jual ada potongan harga (sesuai analisa impas).

Contoh pelanggan yang mengoperasikan tanur busur tanur fero-metals menggunakan listrik dengan sangat intensip jam nya bisa 250jam/bulan atau lebih, adalah wajar bila mereka bisa mendapat harga Rp/kWh yang sangat murah (caranya?)

7.15. Lebih murah dari pembangkitan sendiri (solar).

Terutama untuk pelanggan industri menengah (daya antara 1MW sampai 5MW) sebaiknya tarip yang ditawarkan operator distribusi lebih murah dari biaya pembangkitan sendiri dengan solar. Kalau tidak bisa lebih murah ya operator tenaga listriknya ditutup saja.

7.16. Pelayanan mendekati impian pelanggan (impian bisa dibina HUMAS).

Pelayanan lebih baik mungkin biaya lebih mahal.

Contoh pelayanan listrik untuk landasan pacu terbang, tower lapangan terbang, kondemenium dengan pembangkit darurat, gedung niaga dengan



‘11 9

pembangkit darurat. Pelayanan keandalan yang lebih tinggi bisa ditangani PLN?

7.17. Keandalan yang pantas.Listrik desa bagaiman? Gedung niaga bagaimana? Jalan keluar untuk tetap mengantisipasi keandalan ialah penalti ketidak andalan.

7.18. Lebih tinggi keandalan lebih mahal, lebih besar padat beban lebih murah. Jadi pelayanan yang lebih baik untuk daerah niaga belum tentu menyebabkan biaya suplai listrik jadi lebih mahal!

7.19. Masalah birokrasi dan campur-tangan petinggi politik yang populist.Sampai pertengahan tahun 1998 PLN beroperasi dengan ketentuan-ketentuan yang bersumber pada Pasal33 UUD dengan pengertian:Petinggi politik terutama anggota DPR dapat menekan PLN untuk menunda kenaikan tarip listrik. Kondisi ini sangat mempersulit Pemerintah sehingga PLN harus beroperasi dengan merugi. Dilain fihak listrik swasta (pembangkitan) merasa dirugikan karena listrik dari pembangkitnya yang baru dibangun tidak ada yang membeli.Rincian pelaksanaan Pasal33 tsb dituangkan dalam UU No.15/1985 dan ketentuan pelak-sanaannya yang antara lain menetapkan:

1. Tarip listrik PLN ditetapkan dengan Keppres.2. Tarip listrik antara swasta jua; disusun berdasarkan

hasil perundingan dan kemudian ditetapkan Menteri.

Pada tanggal 26 Agustus 1998 Menteri Pertambangan dan Energi Dr. Ir. Koentoro menjelaskan bahwa PLN akan dipecah menjadi beberapa perusahaan dan harga listrik ditetapkan berdasarkan pasar (apakah berhasil? Tidak dimanfaatkan petinggi politik yang populis untuk berkampanye?). Last but not least yang menentukan ialah daya beli rakyat teutama rakyat didaerah dengan biaya produksi yang mahal (disel jauh lebih mahal dibandingkan batu bara! Jadi cross subsidy antar daerah masih penting!

7.20. Rasio (Biaya Beban)/(Biaya Pemakaian) yang mendekati pesaing.

Masalah ini menjadi unik hanya di Indonesia karena penyusunan TDL (Tarip Dasar Listrik PLN) sampai tahun 1994 mencerminkan rasio yang salah. Rasio (Biaya beban)/(Biaya pemakaian) jangan terlalu kecil, sebaiknya mendekati rasio pembangkit disel. Sebagai gambaran dibawah ini rasio tersebut untuk bermacam-macam sumber listrik.

Tabel 5-2.

Jenis tarif/Sumber listrik Rasio = (Biaya Beban)/(Biaya Pemakaian)

I3 berdasarkan TDL 1993I4 berdasarkan TDL 1993Disel sendiri

TaiwanMalaysia (Sarawak, hydro dominan !)Singapura

41.98 39.86158.30

98.18179.10105.49

Bertambah besar rasio ini tambah baik karena:1. Penerimaan perusahaan listrik lebih terjamin2. Pelanggan lebih didorong memanfaatkan listrik dengan faktor kapasitas yang tinggi.3. Karena tarif PLN rasio ini terlalu rendah (walaupun secara rata-rata per kWh tarif PLN lebih murah, tetapi ada

komponen biaya pemakaian yang lebih mahal dari biaya solar disel).4. Perlu didukung kebijakan BP yang fleksibel, mudah berubah mengingat kondisi situasional yang cepat berubah

pula.5. Bila biaya pemakaian PLN lebih mahal dari biaya variabel disel listrik PLN hanya menjadi cadangan.

7.21. Kesempatan PLN bersaing dengan pembangkitan sendiri disel.



‘11 10

Kesempatan PLN bersaing dengan pembangkitan sendiri disel adalah adanya PLN memiliki pembangkit skala besar dengan bahan bakar murah. Perhatikan tabel dibawah ini:

Tabel 1-2: Perbandingan biaya bermacam-macam sumber listrikJenis sumber listrik 10^6

Rp/kWRp/kW/mo *)

Rp/kWh

Diesel without reserved

0.86 28,318.58 112.52

Diesel with 30% reserved

1.12 34,758.47 112.52

Gas turbine, destilate 1.03 24,579.76 184.84Gas turbine, gas 1.15 27,310.84 84.25Combined cycle, destilate

1.55 36,869.63 128.63

Combined cycle, gas 1.72 40,966.26 68.44Coal fired steam power plant

4.54 107,923.80 33.82

Bunker C fuel

3.36 80,000.00 84.80

PT. Cikarang Listrindo 1*)

8,200.00 110.00 Peak

0 97 Off peak1*) Ketentuan PT. Cikarang adalah untuk bulan Januari 1994.

Amortized i=15% and 5 year.

Tabel 1-3 Perbandingan tarip Industri berbagai negara:NEGARA BIAYA

BEBANBIAYA PEMAKAIAN

Rp/kVA/blnatau PEAK OFF PEAK

Rp/kW/bln

Indonesia industri sedang I3

5,760.00 169.50 125.50

Indonesia industri menengah I4 5,060.00 142.00 117.50 Indonesia industri besar I5

4,780.00 109.50 109.50

Singapura:High tension with max dmnd charge 12,738.64 127.86 111.94 Serawak (Malaysia):Large commercial 18,135.90 226.70 90.68 Large industrial 18,135.90 154.16 90.68

Beban puncak di Indonesia antara jam 18:00 s/d 22:00 hanya 4 jam.

di Singapura jam 07:00 s/d 23:00 malah 16 jamdi Serawak jam 07:00 s/d 24:00 17 jam

7.22. Penalti ketidak andalan. Contoh bila pada satu hari ada padam lebih dari satu jam maka biaya beban akan mendapat penalti



‘11 11

1/365*0.7 sehingga apabila selama satu tahun ada pemadaman lebih dari satu jam setiap hari pembayaran biaya beban selama satu tahun tersebut tinggal 1-0.7=30% nya.

7.23. Definisi demand.

Seperti yang telah dijelaskan sebelumnya demand harus didefinisikan dengan adanya interval dibawah ini contoh soal untuk menambahkan pengertian demand:

Permintaan maksimum ialah permintaan yang maksimum untuk suatu periode, atau

untuk suatu periode W.

Biasanya untuk pelanggan W ialah satu bulan.

Satuan P untuk demand atau maximum demand bisa kW, KVA atau amper. Sebaiknya di Indonesia yang mana yang dipilih?Bila dipilih kVA sebaiknya tidak ada penalti faktor daya rendah.

Bila dipilih kW adalah wajar ada penalti faktor daya rendah.

Baik demand maupun maximum demand nilainya akan berbeda bila cara mengukurnya menggunakan interval yang berbeda. Perhatikan kasus contoh dibawah ini.

Sebuah motor listrik dengan daya 5kVA diasut langsung.

Pada saat diasut langsung memerlukan daya maksimum 25kVA. Kurva asutan diasumsikan sebagai segi tiga dengan tinggi (25-5)kVA dan alas 1.5 menit.a) Hitung permintaan maksimum dengan interval 0.5 jam.b) Hitung permintaan maksimum dengan interval 0.25 jamDengan menggunakan rumus diatas didapat:Permintaan maksimum dengan interval 0.5jam:

1/0.5*((25-5)*1.5/60*0.5)+5 = 5.5kVAPermintaan maksimum dengan interval 0.25jam:

1/0.25*((25-5)*1.5/60*0.5)+5 = 6kVA

Interval yang mana yang digunakan? Pertimbangan didasarkan pada:1. kepantasan2. pengertian bersama antara pelanggan dan pemasok

listrik3. promosi penjualan listrik.Di Singapura, Malaysia, Filipina dan Thailand interval yang dipilih ialah 0.5jam. Di Indonesia interval yang dipilih 0.25jam. Dari perhitungan diatas dapat dilihat bahwa interval yang lebih lama dapat memberikan hasil pengukuran demand yang lebih kecil (menguntungkan konsumen).

1.5menit 25kVA 1/4 atau 1/2 jam

5kVA



‘11 12

14062-7-425247639328

Documents