disain tarif listrik
Post on 11-Apr-2016
280 Views
Preview:
DESCRIPTION
TRANSCRIPT
Bagian 6:
Disain Tarif – Menetapkan StrukturTarif yang Tepat
2
Struktur Tarif
DISAIN TARIFMenentukan pola pembebanan (pola pentarifan) yang akan ditanggung oleh konsumen.
3
Proses Penyusunan Tarif
Revenue Requirement
• Menentukan Target Keuangan yg ingin dicapai
• Identifikasi biaya-biaya dari suplier.
• Mengkategorikan biaya berdasarkan fungsi.
Cost Of Service• Identifikasi Kelas2
Konsumen• Analisa Data Beban.• Mengalokasikan
biaya kepada kelas konsumen.
• Menentukan biaya penyediaan (Cost Of Service)
Tarif Disain
• Identifikasi isu2 sosial.
• Menyeimbangkan antara kendala, ekonomi dan pertimbangan sosial.
• Penyusunan tarif yang tepat bagi konsumen.
Seluruh Biaya.
Kebutuhan Keuangan
Tanggung Jawab Kelas Konsumen
Efisiensi Ekonomi
Struktur Tarif
Pertimbangan Sosial
4
Alokasi Biaya Pengadaan
JumlahRp Residential Industri Bisnis Publik Sosial Jumlah
JUMLAH KONSUMEN 17,296.00 969,121.00 41,906.00 590.00 4,815.00 1,033,728.00 Faktor (% ) 1.67% 93.75% 4.05% 0.06% 0.47% 100.00%Menggunakan Metode Jumlah Konsumen sbg Alokator untuk Biaya KonsBiaya Pelayanan Konsumen - Transmisi 50,195,022 2,812,502,902 121,616,131 1,712,249 13,973,695 3,000,000,000 Biaya Pelayanan Konsumen - Distribusi 200,780,089 11,250,011,608 486,464,525 6,848,997 55,894,781 12,000,000,000
Jumlah Revenue Requirement 20,338,501,836 111,063,269,017 35,474,892,922 27,090,135,088 6,033,201,137 200,000,000,000 Penjualan 2003 (Estimated) - kWH 26,605,206 131,435,836 50,483,700 33,274,470 6,064,500 247,863,712
Rata-rata tarif per kelas konsumen 764.46 845.00 702.70 814.14 994.84 806.90
ALOKATOR
ALOKASI DAN KLASIFIKASI REV.REQ PADA KELAS KONSUMEN(Alokasi berdasarkan Metode Single Coincidence Peak Untuk ROI & FA disemua Fungsi )
Keterangan
5
Disain Tarif Disain tarif adalah proses pengembangan pola tarif yang akan
dibebankan pada setiap kelas konsumen. Umumnya tarif mengandung komponen-komponen sebagai
berikut : Biaya Bulanan Tetap (Fixed Monthly Charge):
Rp/Customer/Month Biaya Beban (Demand Charge) : Rp/kW Maximum
Demand/Month Biaya Pemakaian (Energy Charge) : Rp/kWh/Month Dalam pasar yang sudah direstrukturisasi setiap komponen
tarif harus dipisahkan berdasarkan fungsinya (pembangkitan, transmisi, dan distribusi).
Aspek lainnya: Time-of-Use (Musim, waktu dalam satu hari, variasi jam) Block rates
6
Model Tarif Jenis Contoh Kelebihan/kekurangan
Tarif tetap per kWh (Flat) Rp. 350,- / kWh Mudah dalam implementasi, namun tidak ada insentip ekonomi.
Komponen Demand dan Energy Rp. 18.000,- per KVA of demand
Rp. 250,- / kWh pemakaian
Memberikan signal yang tepat tetapi memerlukan meter yang mahal.
Flat tarif dengan biaya konsumen Rp.20.000 per bulan
Rp. 325 / kWh pemakaian
Upaya kompromi Metode flat.
Blok Menurun (Declining Block) Rp. 400 , 100 kWh ke 1
Rp. 350 , 101 – 300 kWh ke2.
Rp. 300, diatas 300 kWh
Jika biaya tetap lain (biaya penyambungan ) sudah termasuk didalamnya mungkin memberikan signal yang salah.
Inverted Rate (Block Increase) Rp. 300 , 100 kWh ke 1
Rp. 350 , 101 – 300 kWh ke2.
Rp. 400, diatas 300 kWh
Dapat digunakan dalam implementasi subsidi.
Time of Use Rp. 425 , beban puncak
Rp. 275, Luar waktu Beban puncak
Membutuhkan meter yang mahal tetapi memberikan signal yang tepat.
7
Hal-hal Yang Perlu Diperhatikandalam Disain Tarif
Efisiensi Ekonomi – tarif yang sama dengan marginal costs mendorong efisiensi ekonomi.
Integritas Finansial – tarif sebaiknya sama dengan biaya pengadaan.
Kewajaran (Fairness) – tidak ada kelas konsumen yang membayar lebih besar dari biaya pengadaan pada kelas tersebut.
Kesinambungan (Continuity) – perubahan struktur tarif hendaknya dapat diprediksi dan secara gradual.
Kemampuan (Affordability) – tarif harus dapat dijangkau oleh konsumen berpenghasilan rendah.
Sederhana (Simplicity) – tarif harus mudah dimengerti oleh konsumen.
8
BIAYA MARJINAL SISTEM PER-SETENGAHJAM - AN
0
50
100
150
200
250
300
350
0:30
1:30
2:30
3:30
4:30
5:30
6:30
7:30
8:30
9:30
10:3
0
11:3
0
12:3
0
13:3
0
14:3
0
15:3
0
16:3
0
17:3
0
18:3
0
19:3
0
20:3
0
21:3
0
22:3
0
23:3
0
JAM
BIA
YA M
ARJ
INA
L (R
P./K
WH)
Marginal Cost Dalam Industri Ketenagalistrikan
9
Metode Marginal Cost DalamPenentuan Tarif
Tentukan Marginal Costs (Gunakan Metode Perhitungan yang cukup tepat).
Gunakan marginal cost untuk menentukan tarif.
Tentukan penerimaan yang diperoleh setiap kelas yang menggunakan marginal cost, atas estimasi banyak pelanggan dan kWh terjual untuk tahun yang dipergunakan (Test Year).
Sesuaikan komponen tarif sehingga penerimaan yang dihasilkan sesuai dengan penerimaan yang diharapkan (revenue requirement / Biaya Penyediaan) per kelas konsumen.
10
Marginal Cost Dalam Industri Ketenagalistrikan
Marginal costs dibedakan berdasarkan: Jangka Waktu Short-run atau long-run Fungsinya – Production; Transmission,
Distribution and Customer Cost. Alokasi biaya
Periode waktu (Time Period) Voltage Level (by variations in losses)
11
MARGINAL PRODUCTION CAPACITY COST
Marginal Capacity Cost; berhubungan erat dengan permintaan konsumen yaitu peningkatan dalam coincident peak demand (beban puncak) yang meningkatkan investasi pada pembangkit dan dilakukannya reserve margin dalam memenuhi tuntutan demand.
Metode Estimasi Perhitungan yang dapat digunakan: Peaker Deferal (Estimasi Modal dan Biaya Operasi Beban Puncak) Generation Resource Plan Expansion (Estimasi dimulai dari
Pembangkit termurah yang tersedia)
Alokasi Biaya kepada periode waktu
Alokasi biaya kepada kelompok konsumen.
12
Peaker, modified peaker, proxy unit, differential revenue requirements.
Peaker method selalu menerapkan:
MCP = Annualized Cost X
(1 + Reserve Margin)
of Peaking Unit (1 - Appropriate Loss %)
Marginal Production Capacity CostMetode Beban Puncak (Peaker)
13
Metode PeakerMarginal Unit Gas TurbineCapital Cost ($/kW) 500.0 Foreign ($/kW) 450.0 Local ($/kW) 50.0Year Required 1997Life (years) 20Reserve Margin (%) 25.0%Station Use (% of gross gen.) 1.5%Discount Rate (%) 12.0%Fixed O&M (% of capital cost) 3.3%Annualized Capital Cost $84.95Annualized Fixed O&M Cost $16.50Marginal Cost ($/kWc/year) $101.45Marginal Cost (Rp/kWc/year) 913036.2
14
Generation Resource.Exp PlanAnnual Cost ( $/KW) = Capital Cost X (Economic Carrying
Charge) (Load Increment)Economic carrying charge = rev.req present – worth factor X
infinite series factor X defferal value factor
•Infinite Series Factor i = capital cost rise r = cost of capital utility
•Deferral value Factor
Annual Cost ( $/KW) = ($ 30.000.000) X (0,1407) = $21/KW (20.000 KW)
1r ir
1111i nr
15
Marginal Production Cost
kWc = kilowatts coincident peakkWc = kilowatts coincident peak
Busbar 76086.3EHV 76086.3HV 79339.3MV 81793.0LV 102113.7
Marginal Production Capacity Cost (Rp/kWc/month)
16
Metode Estimasi Marginal Production Energy Cost
2. Produksi/Energy – Meningkatnya biaya produksi berhubungan dengan peningkatan jumlah energy yang harus dihasilkan.
Termasuk dalam komponen ini adalah: Fuel, variable O&M, working capital.
Total Marginal energy costs berubah-ubah setiap jam.
Metode Perhitungan yang dapat digunakan : Production Cost Modeling (Incremental/Decremental Load
Methodology) Historical Marginal Energy Cost
Alokasi Biaya ; melalui “Voltage Level, Periode waktu dan kelompok konsumen”
17
PEAK OFF-PEAKMarginal Unit Gas Turbine Oil SteamFuel HSD MFOSpecific Fuel Consumption (units/kWh) 0.4530 0.2840Financial Cost of Fuel (Rp/unit) 1190.0 805.0Variable O&M (% of fuel cost) 3.50% 8.10%Station Use (% of gross generation) 1.50% 6.50%
Fuel Cost (Rp/kWh) 539.1 228.6Variable O&M (Rp/kWh) 18.9 18.5Station Losses (Rp/kWh) 8.5 17.2Marginal Cost (Rp/kWh) 566.4 264.3
Marginal Production Energy CostBerdasarkan Periode Waktu (Time Period)
Peak dan Off Peak
18
PEAK OFF-PEAKBusbar 566.4 264.3EHV 566.4 264.3HV 590.7 273.3MV 608.9 280.1LV 760.2 333.4
Marginal Energy Cost (Rp/kWh)
Marginal Production Energy CostsDari Periode Waktu Kepada Voltage Level
19
Metode Estimasi Marginal Transmisi, Distribusi dan Customer Cost
3. Transmisi dan distribusi/demand – Meningkatnya / berubahnya nilai investasi transmisi dan distribusi dan biaya lainnya berhubungan dengan peningkatan pada beban puncak (coincident or non-coincident). Antara lain metodenya adalah : Long-run average incremental cost (LRAIC):
PV of Incremental T&D Investment PV of Incremental Peak Demand
Econometric: Menggunakan data historis, gunakan analisa regresi untuk memperkirakan perubahan pada investasi T&D akibat perubahan demand
Dengan 2 metode diatas, biaya investasi T&D harus dianualisasi berdasarkan jangka waktu umur dari fasilitas investasi tersebut.
Penambahan Overhead dan Maintenance, serta biaya umum administrasi hendaknya menjadi perhatian.
Marginal cost untuk setiap voltage level dihitung terpisah.
20
Jaringan EHV diperlakukan sebagai basic infrastructure dan karenanya tidak dibebankan kepada incremental capacity.
Marginal Network Costs(Transmission and Distribution)
EHV HV MV LVCapital Cost (Rp/kWc) 0.0 839105.2 1336926.7 1553143.0Capital Cost (Rp/kWc/yr) 0.0 106985.9 170458.1 198025.7O&M and A&G Cost (Rp/kWc/yr) 0.0 23494.9 37433.9 43488.0Marginal Cost (Rp/kWc/yr) 0.0 130480.8 207892.1 241513.7Marginal Cost (Rp/kWc/month) 0.0 10873.4 17324.3 20126.1Cumulative Marginal Cost (loss adjusted) 0.0 10873.4 28534.0 55749.2
Discount Rate (%) 12.0%Life of Investment (yr) 25O&M and A&G adder 2.8%
Summary of Marginal Network Capacity Costs Using LRAIC Method
21
Marginal Cost Summary
VoltageLevel Generation Network Total Peak Off-Peak
HV 79,339.26 10,873.40 90,212.66 590.65 273.34 MV 81,793.05 28,534.03 110,327.08 608.92 280.06 LV 102,113.67 55,749.15 157,862.82 760.20 333.41
Summary of Marginal Costs by Voltage LevelMarginal Capacity Marginal Energy(Rp/kWc/month) (Rp/kWh)
22
Marginal Cost BerdasarkanKelas Tarif
Coinci- Class PeakService dence Load Energy Capacity Energy Capacity TOTAL
Rate Class Voltage Factor Factor Share Rp/kW Rp/kWh Rp/kWh Rp/kWhPublic/Social LV 42% 45% 15% 66302.4 397.4 204.6 602.1Public/Social MV 39% 48% 14% 43027.6 326.1 124.5 450.6Commercial LV 62% 47% 20% 97874.9 418.8 289.2 708.0Commercial MV 68% 46% 19% 75022.4 342.5 226.5 569.1Residential LV 87% 50% 27% 137340.7 448.6 381.5 830.1
Industrial LV 33% 40% 12% 52094.7 384.6 180.9 565.5Industrial MV 65% 69% 15% 71712.6 329.4 144.3 473.7Industrial HV 73% 72% 17% 65855.2 327.3 127.0 454.3
Streetlighting LV 100% 50% 33% 157862.8 474.2 438.5 912.8
Marginal Cost per Month
Coincidence Factor = rate class demand at the time of system peak divided by the sum of the billing (or contract) demand of the rate class.
Class Load Factor = average demand of the rate class divided by the kW billing (or contract) demand of the rate class.
Peak Energy Share = percent of energy consumed on-peak.
23
Tahun Pertumbuhan Komulatip Pertumbuhan Komulatip(Dalam juta $) (Dalam juta $) Beban Puncak Beban Puncak(1.988 juta $) (1.988 juta $) MW MW
ACTUAL1976 44.10 44.10 888.00 888.00 1977 33.80 77.90 166.00 1,054.00 1978 40.00 117.90 750.00 1,804.00 1979 30.00 147.90 467.00 2,271.00 1980 36.40 184.30 148.00 2,419.00 1981 30.60 214.90 808.00 3,227.00 1982 134.20 349.10 (538.00) 2,689.00 1983 62.70 411.80 295.00 2,984.00 1984 42.50 454.30 1,685.00 4,669.00 1985 148.30 602.60 (579.00) 4,090.00
PROYEKSI1986 188.60 791.20 21.00 4,111.00 1987 71.40 862.60 302.00 4,413.00 1988 178.50 1,041.10 446.00 4,859.00 1989 83.60 1,124.70 406.00 5,265.00 1990 128.70 1,253.40 407.00 5,672.00 Total 1,253.40 5,672.00
Marginal Transmission Cost – Regression Approach
24
Pendekatan SederhanaMarginal Transmission Investment Cost $/KW 220.98 Pendekatan RegresiMarginal Transmission Investment Cost $/KW 249.40
Cost per KW ($)Investasi Transmisi per KW 249.40 Annual Cost 10.90% 27.18 Biaya Tetap O & M 4.52 Biaya berhubungan dengan Pembangkit 1.05 Modal Kerja (Working Capital) 0.48 J umlah Biaya transmisi (Annualisasi) 33.23
PERHITUNGAN MARGINAL TRANSMISSION COSTKeterangan
25
Marginal Cost Distribusi – Metode Jaringan Minimum dan Konsumen Khusus
Cust SpecificMinimum Grid Equip Per $ per KW
Investasi Distribusi per KW $159.13 $203.54Annual Cost 13.08% 20.81 26.62 Biaya Tetap O & M 5.69 9.17 Biaya berhubungan dengan Pembangkit 0.80 1.02 Modal Kerja (Working Capital) 0.37 0.47 J umlah Biaya transmisi (Annualisasi) 27.67 37.28 Rugi J aringan 10.70% 30.64 41.27
Keterangan
26
Metode Estimasi Marginal Production Energy Cost
4. Marginal customer costs – Meningkatnya biaya pelayanan konsumen berhubungan dengan perubahan jumlah konsumen.
Termasuk dalam metode estimasi ini adalah: Zero-intercept – estimasi econometric; Minimum system (service connection, meter, etc.)
– perkiraan teknis dari investasi dasar infrastruktur.
27
Econometric EstimationRelationship Between Cost and Demand (Hypothetical)
y = 0.0862x + 155.07R2 = 0.9168
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
10000 12000 14000 16000 18000 20000 22000
Demand (MW)
Cos
t ($
Mill
ion)
28
Rekonsiliasi Marginal Cost dengan Average Revenue Requirement
Marginal costs tidak sama dengan average costs – average costs sama dengan cost-based revenue requirements dibagi dengan billing quantities.
Untuk itu, komponen tarif dengan dasar marginal cost harus disesuaikan untuk mencapai penerimaan sesuai dengan revenue requirement per kelas konsumen Komponen tarif mana yang harus saya
sesuaikan?
29
Penyesuaian Terhadap Komponen Tarif Menerapkan tarif marginal cost pada blok terakhir
(“tail-block”) adalah langkah terbaik dalam memenuhi kriteria efisiensi ekonomi.
Rekonsiliasi revenue requirement terhadap tarif dengan dasar marginal cost menimbulkan masalah – elasitisitas harga dapat mempengaruhi penerimaan yang diharapkan. Ramsey (residual) pricing principle: sesuaikan komponen
tarif yang paling inelastis untuk meminimalkan pengaruhnya terhadap penerimaan.
Adjustments (penyesuaian) dapat dilakukan pada : Biaya Konsumen (Customer charge), Biaya Beban (Demand charge), dan/atau Blok pertama atau kedua Biaya Pemakaian (Head-block and
intermediate-block energy charges).
30
Penyesuaian Terhadap Komponen Tarif
Affordability dapat dipenuhi dengan: Memperkirakan “life-line level” dari konsumsi
listrik. Blok pertama yang merefleksikan “life-line level” penggunaan listrik ini disesuaikan, dengan memberikan potongan harga tarif yang cukup pada blok pertama tersebut.
Namun, pemotongan harga tarif tersebut akan menyebabkan penerimaan menjadi lebih rendah.
Untuk mengkompensasinya, dilakukan realokasi revenue requirements kepada:
Komponen tarif yang lain didalam kelas tarif yang sama, Kelas tarif yang lain, atau Keduanya.
31
Finalisasi Penyusunan Tarif
Setelah tarif selesai didisain, kalikan dengan jumlah tagihan (estimasi penjualan kWh per konsumen per blok pada tahun dasar) untuk melihat apakah menghasilkan revenue requirement yang direncanakan semula.
Jumlah tagihan diperlukan untuk setiap komponen tarif yang didisain, jika tidak, maka finalisasi penyusunan tarif tidak mungkin dilakukan. Analisa frekuensi tagihan diperlukan untuk menentukan penggunaan:
Blocked rates, Lifeline rates, Time-of-Use rates.
32
Latihan Penyusunan Tarif Menggunakan Long Run
Marginal Cost
top related