50 Dielektrika, ISSN 2086-9487 Vol. 1, No. 1 : 50 - 55, Agustus 2010

KAJIAN TARIF BERDASARKAN BIAYA POKOK PENYEDIAAN (BPP) PADA PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA MIKROHIDRO LANTAN

Study Based On The Costs Of Supplying Rates (COS) Power Generation In Lantan Microhydro

Hadi Sutrisno

1, Agung Budi Muljono

2

ABSTRAK

Makalah ini menyajikan suatu kajian penentuan tarif listrik berdasarkan biaya pokok penyediaan (BPP) pada PLTMH Lantan dengan kapasitas 100 kW. Tarif listrik yang berlaku saat ini berdasarkan tarif dasar listriki PLN. Kajian tarif berdasarkan BPP di PLTMH Desa Lantan bertujuan penentuan tarif listrik sesuai dengan nilai investasi. Untuk mengetahui hal tersebut, maka dilakukan analisis untuk beberapa skenario dengan cara mencari besarnya BPP, biaya beban, NPV, IRR, dan Break Event Point.

Hasil yang didapatkan, nilai investasi menghasilan NPV yang layak dengan IRR sebesar 8,408%. Harga jual listrik rata-rata berdaraskan nilai BPP setiap sistem sebesar Rp. 403,26/kWh, lebih rendah dari tarif 18,5 % dari tarif PLN sebesar Rp. 495/kWh. Untuk biaya bebannya diperoleh nilai sebesar 205.917,1425 Rp./450kVA/bln, yang mempunyai perbedaan sekitar 1425 % dari biaya perbulan yang berlaku saat ini yaitu sebesar 13.500 Rp./450VA/bln dan nilai total investasi sebesar Rp. 3.270.515,190 dengan waktu BEP adalah 13 tahun 226 hari.

Kata kunci: BPP, Tarif, PLTMH.

ABSTRACT

This paper presents a study of the determination of electricity tariffs based on cost of supply (CoS) in the MHP Lantan with a capacity of 100 kW. The current electricity tariff is based on the electricity basic tariff. Study of COS tariffs based on objective Lantan Village MHP electricity tariff in accordance with the investment value. To determine this, the analysis is performed to some scenarios by looking for the COS, abonemen, NPV, IRR, and Break Event Point.

The results obtained, the value of investments that require a decent NPV with an IRR of 8.408%. Electricity price based on the average value of each system COS Rp. 403.26 / kWh, lower than the rate of 18.5% of the electricity tariff of Rp. 495/kWh. To obtain the value of the abonemen of 205,917.1425 Rp./450kVA/month, which have a difference of about 1,425% of the cost of the current month is equal to 13,500 Rp./450VA/ month and total investment value of Rp. 3,270,515.190, by the time the BEP is 13 years 226 days. Key words: COS, Tariff, MHP.

PENDAHULUAN

Provinsi Nusa Tenggara Barat sampai tahun 2008 rasio elektrifikasinya baru men-capai 47,81 %, sedangkan Pulau Lombok lebih kecil lagi yaitu baru mencapai 33,42 %, hal ini menunjukan bahwa masih banyak masyarakat Lombok yang belum menikmati pelayanan listrik.

Untuk mengatasi hal tersebut telah banyak dikembangkan pembangunan pem-bangkit listrik menggunakan potensi energi setempat, khususnya mikrohidro. Akan tetapi beberapa PLTMH yang sudah dibangun banyak mengalami kerusakan, karena penge-lolaan yang kurang baik dan operasi tidak sesuai jangka waktu yang direncanakan sebelumnya akibat ketidaksesuaian antara pendapatan dan pengeluaran untuk biaya

operasionalnya. Untuk tidak mengulangi hal serupa maka perlu dikelola dengan kelem-bagaan yang baik, sehingga peran peme-rintah sangat diperlukan untuk pengelolaan PLTMH antara lain dalam menentukan biaya pokok penyediaan energi listrik sebagai dasar penentuan tarif listrik pada PLTMH Desa Lantan Lombok Tengah.

Dari masalah tersebut perlu untuk mengkaji dan menganalisa berapa besarnya biaya pokok penyediaan di PLTMH Kali Babak yang kemudian untuk dapat digunakan sebagai penentuan harga listrik untuk masyarakat yang sesuai dengan nilai riilnya.

Kriteria Penilaian Investasi. Investasi jangka panjang merupakan investasi yang perputar-

1,2Program Studi Teknik Elektro, Fakultas Teknik Universitas Mataram, Nusa Tenggara Barat

Hadi dan Agung: Kajian tarif Berdasarkan Biaya Pokok PLTMH 51

annya lebih dari satu tahun. Untuk itu se-belum melakukan investasi perlu dilakukan analisis apakah rencana investasi aktiva tetap tersebut menguntungkan atau tidak. Pada penelitian ini menggunakan metode : Net Present Value, Internal Rate of Return, Payback Period, Accounting Rate of return.

Nilai Present Value (P) dihitung meng-gunakan persamaan sebagai berikut , dengan tingkat suku bunga (i) dalam periode waktu (n) tahun (Santika I P G, 2006) .

ni

VP

)1( ...................................................(1)

Nilai tersebut digunakan untuk untuk menghitung Net Present Value (NPV) dengan persamaan :

n

i

outlayst

i PVrate

valueNPV

1 )1(.............(2)

Dengan : values = Aliran kas masuk (proceeds)

untuk periode t rate = Tingkat bunga atau discount

rate yang digunakan n = Periode terakhir dimana aliran

kas diharapkan PV outlays = Nilai investasi

Break Even Point. Analisa break-event adalah suatu teknik analisa untuk mempelajari hubungan antara biaya keuntungan dan volume kegiatan. Sehingga cara untuk menentukan BEP di sini adalah dengan cara membandingkan dua buah variabel kemudian dikalikan dengan lamanya periode waktu yang dipergunakan sebagai acuan (t):

)(2var

1vartx

iabel

iabelBEP ............................(3)

Dengan : Variabel 1 = Nilai investasi (Rp.) Variabel 2 = Biaya penyambungan dan

pemakaian listrik (Rp.) Biaya Pokok Pembangkitan yang diper-hitungkan adalah sebagai berikut: 1.Biaya modal atau Capital Cost.

Perhitungan biaya modal (Capital Cost), tergantung pada tingkat suku bunga (discount rate) dan umur ekonomis. Biaya modal/ Capital Cost (CC) dirumuskan berikut (PLN, 2006):

PLTMHditerpasangdayax

PVinvestasibiaya

investasiMObiayathRpCC

))*

&(%()/.(

......(4)

2. Biaya operasi dan pemeliharaan

Biaya operasi dan pemeliharaan dapat dicari dengan cara :

Total biaya O&M = biaya pelumas + biaya pembersihan + biaya operator

3. Biaya Depresiasi (penyusutan)

Besarnya depresiasi tiap tahun (D), tergantung dari nilai harga awal (H), nilai sisa aset (S) dan umur ekonomis peralatan adalah [6] :

N

SHthRpDt

)/.( ...................................(5)

Biaya Pokok Penyediaan (BPP).Perhitungan biaya pokok penyediaan masing-masing komponen sistem tenaga listrik (Charismata Kualita, 2006).

Biaya Penyaluran. Untuk pendistribusian listrik pada PLTMH terdapat dua tipe jaringan yaitu jaringan tegangan rendah dan tegangan menengah. Total biaya per tahunnya dapat dicari dengan cara : Total (Rp /th) = (biaya tetap O&M + Present Value dari Annual + biaya depresiasi) * panjang salura...........................................................(6)

Biaya Pembangkitan (Rp/kWh). adalah jumlah biaya pokok di pembangkitan dibagi kWh yang dibangkitkan. Perhitungan biaya pokok penyediaan pada sistem tenaga listrik dapat dicari :

SendiriPemakaiandibangkitkWh

anPembangkitdiPokokBiayaanPembangkit- BPP

(7)

Biaya Tegangan Menengah (Rp/kWh). adalah jumlah biaya pokok pembangkitan ditambah biaya pokok di tegangan menengah dikurangi dibagi kWh TM dikurangi susut TM.

TMsusutTMkWh

TT di dijual BPP - TMPokok BiayaTM- BPP

(8)

Biaya Tegangan Rendah (Rp/kWh). Adalah biaya pokok pembangkitan ditambah transmisi ditambah biaya pokok di tegangan menengah dan biaya pokok di tegangan rendah dibagi volume kWh TR dikurangi susut TR.

TRsusutTRkWh

TM di dijual BPP- TT di dijual BPP- TR Pokok BiayaTR- BPP

(9)

Biaya Beban. Untuk mendapatkan biaya bebannya digunakan rumus (Charismata Kualita, 2006).

52 Dielektrika, 1 (1), Agustus 2010

1. Pada pembangkit, biaya beban setiap tahunnya dicari dengan cara:

tersambungyangkVAtotal

tetapbiayaakumulasi

kVARpembangkitPBB )/.(...(10)

2. Tegangan menengah dicari dengan cara:

pembangkitdibebanbiaya

tersambungyangkVAtotal

TMtetapbiayatotalkVARpTMBB

).(

(11)

3. Tegangan rendah dicari dengan cara:

TMdibebanbiaya

tersambungyangkVAtotal

TRtetapbiayatotalkVARpTRBB

)/.(

(12) METODE PENELITIAN

Penelitian ini melakukan studi alokasi investasi untuk biaya pokok penyediaan pada PLTMH sesuai dengan potensi tenaga air yang ada saat ini dan kemampuan daya bayar masyarakat dengan cara mengetahui seberapa besar penggunaan daya listrik per-kWh tiap bulannya. Penelitian ini meng-gunakan data–data dari Pembangkit Listrik Tenaga Mikrohidro di Desa Lantan Kabupaten Lombok Tengah berupa data beban ter-pasang, data geografis, data energi air serta pemanfaatannya, data biaya pembangunan serta sarana PLTMH, serta data beban pelanggan yang didapat dari masyarakat pelanggan PLTMH itu sendiri.

Proses penelitian yang akan dilaksana-kan adalah sebagai berikut : a. Menghitung nilai investasi komponen yang

digunakan dalam pembangkitan. b. Menghitung nilai sekarang (present value). c. Menganalisis investasi dengan meng-

gunakan metode Net Present NPV. d. Menganalisis investasi untuk mendapatkan

nilai Internal Rate of Return (IRR). e. Menghitung jatuh tegangan dan susut

daya pada saluran distribusi tegangan menengah dan tegangan rendah.

f. Menghitung besarnya biaya pokok pem-bangkitan, tegangan menengah, dan tegangan rendah.

g. Menentukan harga jual listrik h. Analisis Break Event Point (BEP) i. Analisis hasil dari beberapa skenario,

yaitu: 1. Skenario untuk kondisi investasi yang

sebenarnya 2. Skenario untuk kondisi lifetime 30 tahun

dengan suku bunga yang sebenarnya.

Skenario untuk interpolasi rate dari 8% sampai 15% dengan lifetime 20 tahun.

HASIL DAN PEMBAHASAN

Urutan langkah dalam menentukan dapat tidaknya suatu investasi dapat dilaku-kan dengan menggunakan metode NPV (Net Present Value),sebagai berikut :

Present Value Operasional (P). Perhitungan Present Value Operasional (P) pada Pembangkit Listrik Tenaga Mikrohidro yang diperoleh menggunakan persamaan (1) dengan suku bunga bank 8 % dan usia ekonomis 20 tahun didapatkan nilai menurun seoiap tahunnya, seperti ditunjukkan pada Gambar 1.

Gambar 1. Grafik hasil Present Value selama 20 tahun

Proceeds (Aliran Kas Netto). Aliran kas netto dapat diperoleh dengan cara mengurangi pendapatan atau cash flow /tahun dengan biaya operasional (P), secara grafik Aliran kas setiap tahunnya dapat dilihat Gambar 2.

Gambar 2. Grafik hasil proceeds selama 20 tahun

Selanjutnya dari langkah tersebut dapat digambarkan karakteristik dari nilai Present Value terhadap seperti pada Gambar 3.

Hadi dan Agung: Kajian tarif Berdasarkan Biaya Pokok PLTMH 53

faktor beban :

38,375 kW/45 kW = 0,853 kW

Gambar 3. Grafik hasil Present Value dari proceeds selama 20 tahun

Internal Rate Return ( IRR ). Untuk mencari besarnya r dapat dilakukan dengan metode trial and error, sehingga dapat dicari IRR nya dengan menggunakan discount rate pada alternatif tingkat bunga 8 % dan asumsi 20 %, seperti pada Gambar 4.

Gambar 4. Grafik Present Value dari procceds setiap tahunnya selama 20 tahun

Analisa Biaya pada PLTMH Desa Lantan Biaya Pembangkitan. Analisis ini berdasar-kan skema PLTMH Lantan yang terdiri dari Pembangkit, Jaringan Tegangan Menengah menggunakan penghantar A3C 70 mm

2,

Jaringan Tegangan Rendah menggunakan kabel |LVTC dan konsumen, seperti pada Gambar 5.

PLTMH Lantan 100 kW

JTM ke PLN

2000 m

160 kVA

JTR, 200 m

100 kVA

JTM

25 kVA

50 kVA

500 m

Pemasir

760 m

810 m

Pondok Komak

Lantan Daye

Rerantik

Gambar 5. Diagram segaris PLTMH Lantan

Nilai-nilai yang ditentukan dalam analisis biaya pada PLTMH meliputi, biaya modal, depresiasi nilai uang, biaya pe-nyaluran untuk tegangan menengah dan tegangan rendah. Hasil dari perhitungan nilai-nilai tersebut dapat dilihat pada Tabel 1 berikut.

Tabel 1. Nilai Biaya Pembangkitan

No Komponen Biaya Nilai (Rp)

1 Biaya Modal 2.408.770,249/th 2 Depresiasi 135.256.189,7 3 Penyaluran TR 111.311.113,9 4 Penyaluran TM 196.184.569,1

Nilai negatif pada capital cost bagi para pemilik modal investasi dapat diartikan sebagai hutang yang harus dilunasi setiap tahunnya dalam periode tertentu sehingga pada akhir periode diharapkan setidaknya dapat mengembalikan modal yang dahulu diinvestasikan.

Biaya Pokok Penyediaan (BPP).Perhitungan biaya pokok penyediaan (BPP) ditentukan dari masing-masing komponen sistem tenaga listrik yaitu : Biaya Pokok Penyediaan di Pembangkit, Biaya Pokok Penyediaan di Tegangan Menengah dan Biaya Pokok Penyediaan di Tegangan Rendah, yang dihitung menggunakan persamaan 10 sampai 12. Hasil Perhitungan BPP setiap bagian sistem tenaga listrik di PLTMH Lantan dapat dilihat pada Tabel 2 berikut.

Tabel 2. Nilai Biaya Pokok Penyediaan (BPP)

No Komponen Biaya Nilai

1 BPP di Pembangkit 163,66 Rp/kWh 2 BPP di JTM 451,096 Rp/kWh 3 BPP di TR 595,04 Rp/kWh

Perhitungan BPP setiap komponen pada sistem tenaga listrik PLTMH Lantan memperhitungkan nilai susut energi pada setiap bagian. Nilai susut energi pada setiap komponen ditentukan dengan melihat kurva karakteristik beban harin pada PLTMH Lantan, seperti pada Gambar 6 berikut.

Gambar 6. Grafik kurva beban harian Desa Lantan

beban puncak = 45 kW

beban rata-

rata : 921 kWh/24h

= 38,375 kW

54 Dielektrika, 1 (1), Agustus 2010

Perhitungan Biaya beban. Biaya beban merupakan biaya tetap yang dapat dianggap mewakili biaya-biaya daripada kesiapan penyediaan setiap waktu. Biaya beban untuk setiap komponen listrik dapat dicari menggunakan persamaan 10 sampai 12. Hasil perhitungan biaya beban setiap bagian sistem tenaga listrik di PLTMH Lantan dapat dilihat pada Tabel 3 berikut.

Tabel 3. Nilai Biaya Beban

No Komponen Biaya Nilai

1 Biaya beban di Pembangkit

127.467,5 Rp/kVA/bln 2 Biaya beban di JTM 355.916,53 Rp/kVA/bln 3 Biaya beban di JTR 457.593,65 Rp/kVA/bln

Karena jumlah kWhmeter di Desa Lantan sebanyak 200 buah dengan masing-masing kWhmeter (450 VA) untuk 2-4 pelanggan, sehingga biaya beban untuk masing-masing kWhmeter adalah : Biaya Beban (Rp./kVA/bln) = 457.593,65 Biaya Beban (Rp./1000VA/bln) = 457,593.65 Biaya Beban (Rp,/450VA/bln) = 205.917,1425

Break Event Point (BEP). Agar dapat me-ngetahui hubungan antara biaya tetap, biaya variable, keuntungan dan volume kegiatan di PLTMH Lantan digunakanlah analisa Break Event Point karena selain itu kita juga dapat mengetahui pada saat kapan dengan rentan waktu tertentu pendapatan penjualan listrik akan mengembalikan nilai investasi awal. Dalam mencari Break Event Point ada 2 nilai variabel dari kedua sisi pembanding. Kedua nilai variabel ini adalah biaya pemakaian listrik selama 20 tahun dan biaya investasi Pem-bangkit Listrik Tenaga Mikrohidro ditambah biaya operasional. Nilai variabel tersebut pada analisis ini adalah :

1. Variabel pertama adalah sama dengan nilai investasi Pembangkit Listrik Tenaga Mikrohidro, yaitu:

Variabel 1 = nilai investasi = Rp. 3.090.829.000 + Rp. 444.300.000 = Rp. 3.535.129.000

2. Variabel kedua adalah biaya total yang harus dikeluarkan bila memakai jaringan listrik selama 20 tahun.

Biaya total pemakaian listrik selama 20 tahun adalah biaya penyambungan baru ditambah dengan biaya setiap bulan pemakaian listrik dari selama waktu 20 tahun.

Biaya setiap bulan pemakaian listrik selama t = 20 tahun dengan data diketahui sebagai berikut : Daya yang dipakai setiap hari

= 100 x 24 x 0,5 = 1.200 kWh/hari

Biaya pemakaian per kWh = 595,04 Rp./kWh

Biaya beban (abodemen) per bulan = 205.917,1425 Rp/kVA/bln

1 bulan ≈ 30 hari

Sehingga biaya per bulan dapat dicari dengan cara : Biaya per bulan = biaya beban + (kWh terpakai x harga 1

kWh x 30 hari) = Rp. 205.917,1425 + (1.200 kWh x Rp. 595,04 x 30 hari) = Rp. 21.627.357,14

Biaya iuran bulanan selama t = 20 tahun: = biaya per bulan x 12 x 20 = Rp. 21.627.357,14 x 12 x 20 = Rp. 5.190.565.714

Biaya total pemakaian selama 20 tahun adalah dengan biaya penyambungan dengan harga Rp. 1.350.000 ditambah biaya iuran bulanan selama 20 tahun.

Biaya total = biaya penyambungan baru + biaya

iuran bulan selama 20 tahun = Rp. 1.350.000 + Rp. 5.190.565.714 = Rp. 5.191.915.714

Sehingga untuk perhitungan BEP dapat dicari dengan cara membandingkan antara dua variabel (variabel 1 dan variabel 2) dikalikan dengan periode yang menggunakan acuan waktu (t = 20), sehingga diperoleh hasil perhitungan BEP sesuai dengan persamaan 3 sebagai berikut :

BEP = )20(

7145.191.915. Rp.

0003.535.129. Rp.x

BEP = 13 tahun 226 hari

Analisis Beberapa Skenario. Dari beberapa skenario, didapatkan hasil untuk IRR, BPP, biaya beban, dan BEP-nya adalah dalam Tabel 4 berikut: Hasil perbandingan dari beberapa skenario menunjukkan bahwa PLTMH dibangun seharusnya untuk kesejahteraan masyarakat desa, bukan sepenuhnya untuk bisnis, meskipun yang memiliki modal sesungguhnya adalah investor, sehingga tidak terlalu diwajibkan untuk mengembalikan modal awal secepat-nya.

Hadi dan Agung: Kajian tarif Berdasarkan Biaya Pokok PLTMH 55

Tabel 4. Hasil Simulasi berbagai skenario

Skenario IRR (%) BPP TR

(Rp/kWh)

Biaya Beban

(Rp/kVA) BEP (th)

Investasi yang sebe-

narnya

8 595,04 205.917 13 th, 226 hari

Masa life time 30 tahun

8 397,02 145.186 21 th, 248 hari

Interpolasi discon rate 8

sampai 15 %

16 654,87 274.760 12 th, 127 hari

Kondisi eksisting

8 495 13.300 16 th, 127 hari

KESIMPULAN

1. Nilai investasi dari pembangkitan di PLTMH Desa Lantan sebesar Rp. 2.153.500.000,- layak diterima karena hasil Net Present Value-nya positif, dan IRR yang didapat sebesar 8,408 % (lebih besar dari suku bunga di bank yaitu sebesar 8%) sehingga investasi itu akan menguntungkan.

2. Pada Pembangkit Listrik Tenaga Mikro-hidro di Desa Lantan dengan daya yang dibangkitkan sebesar 100 kW, diperoleh Biaya Pokok Penyediaan (BPP) di pembangkit 155,365 Rp./kWh; di tegangan menengah 373,708 Rp./kWh; dan tegangan rendah 469,921 Rp/kWh. Nilai Biaya Pokok Penyediaan (BPP) yang di-peroleh setelah perhitungan ternyata lebih kecil dan memiliki selisih dari tarif yang berlaku di Desa Lantan saat ini sehingga tetap menjanjikan untuk kelang-sungan PLTMH selanjutnya jika dilaksana-kan dengan baik.

3. Sedangkan untuk biaya beban perbulan-nya adalah 205.917,1425 Rp./450 kVA/bln yang ternyata lebih besar dari biaya beban yang berlaku saat ini yaitu 13.500 Rp./450 kVA/bln sebab biaya beban yang berlaku di Desa Lantan yang dikenakan saat ini hanya untuk menangung biaya operasional dan pemeliharaan sehingga menganggap biaya pembelian beberapa komponen di pembangkit, tegangan menengah, dan tegangan rendah adalah sumbangan dari pemerintah.

DAFTAR RUJUKAN

Don R. Hansen and Maryane M. Mowen, 2000., “Cost Management : Accounting

and Control”, 2nd

ed,Jakarta: Salemba Empat.

Charismata Kualita, 2006, “Workshop Perhitungan Biaya Pokok Penyediaan dan Desain Tarif Listrik”, Makalah disajikan dalam Lokakarya penentuan TDL, Mataram.

PLN, 2006,” Studi Penyusunan Biaya Pokok Penyediaan (BPP) Tenaga Listrik”, Mataram: PT PLN (persero) Wilayah NTB.

Robert J. Kodoatie, 1997, “Analisis Ekonomi Teknik”, Yogyakarta :Andi Ofset,.

Santika I P G, 2006. “Analisis Investasi dan Penentuan Harga Jual per kWh Pembangkit Listrik Tenaga Mikrohidro di Sungai Petanu, Desa Tegenungan, Kemenuh, Gianyar-Bali. Denpasa”, Tugas Akhir tidak diterbitkan. Denpasar-Bali: Teknik Elektro, Fakultas Teknik Universitas Udayana.

Sumastuti, 2006, Keunggulan NPV sebagai Alat Analisis Uji Kelayakan Investasi dan Penerapannya”, Artikel (Online), www.google.com/BEJ-v3-n1-artikel-diakses 17agustus2006.pdf.